способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта
Классы МПК: | E21B47/00 Исследование буровых скважин |
Автор(ы): | Чикин А.Е. |
Патентообладатель(и): | Чикин Андрей Егорович |
Приоритеты: |
подача заявки:
2001-12-19 публикация патента:
20.09.2002 |
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при испытании скважины на приемистость и проведении технологического воздействия на призабойную зону скважины. Обеспечивает возможность увеличения числа измеряемых параметров и повышение точности измерений. Сущность изобретения: при определении характеристик скважины, призабойной зоны и пласта проводят нестационарную закачку реагента, на устье скважины замеряют давление закачки и расхода реагента, пересчитывают данные замеров на забойные условия, определяют накопленный расход и работу, затрачиваемую на нестационарное течение в призабойной зоне скважины единицы расхода реагента. По этим показателям с учетом текущей проводимости пласта рассчитывают коэффициент скин-эффекта, в качестве текущей проводимости используют величину, определенную по результатам нестационарного испытания данной скважины на приемистость пластовой жидкостью. Изменяют режим закачки реагента при достижении необходимых фильтрационных свойств призабойной зоны скважины, определенных по скин-эффекту, рассчитанному по накопленному расходу и работе течения единицы расхода реагента в призабойной зоне скважины с учетом текущей проводимости пласта. Непосредственно перед нестационарной закачкой реагента межтрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб заполняют гомогенной однофазной стабильной жидкостью с известной плотностью. Нестационарную закачку реагента в пласт ведут через колонну насосно-компрессорных труб при закрытом межтрубном пространстве. Замер давления ведут в закрытом межтрубном пространстве на устье скважины с одновременным замером уровня жидкости в закрытом межтрубном пространстве. 2 з.п.ф-лы, 1 табл., 3 ил.
Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4
Формула изобретения
1. Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, включающий нестационарную закачку реагента, на устье скважины замер давления закачки и расхода реагента, пересчет данных замеров на забойные условия, определение накопленного расхода и работы, затрачиваемой на нестационарное течение в призабойной зоне скважины единицы расхода реагента, по этим показателям с учетом текущей проводимости пласта расчет коэффициента скин-эффекта, в качестве текущей проводимости использование величины, определенной по результатам кратковременного нестационарного испытания данной скважины на приемистость пластовой жидкостью, изменение режима закачки реагента при достижении необходимых фильтрационных свойств призабойной зоны скважины, определенных по скин-эффекту, рассчитанному по накопленному расходу и работе течения единицы расхода реагента в призабойной зоне скважины с учетом текущей проводимости пласта, отличающийся тем, что непосредственно перед нестационарной закачкой реагента межтрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб заполняют гомогенной однофазной стабильной жидкостью с известной плотностью, нестационарную закачку реагента в пласт ведут через колонну насосно-компрессорных труб при закрытом межтрубном пространстве, при этом замер давления ведут в закрытом межтрубном пространстве на устье скважины с одновременным замером уровня жидкости в закрытом межтрубном пространстве. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для определения гидропроводности, пьезопроводности, радиуса призабойной зоны и коэффициента скин-эффекта для каждого замера в условиях нестационарной закачки жидкости во время каждого режима закачки определяют функцию репрессии, характеризующую нестационарное течение в призабойной зоне скважины на протяжении данного режима закачки жидкости, для каждого режима строят график зависимости функции репрессии от логарифма времени закачки на данном режиме, на каждом из полученных графиков выделяют начальный наклонный прямолинейный участок, математическим методом находят параметры выделенных прямолинейных участков, по которым определяют гидропроводность и пьезопроводность загрязненной призабойной зоны, а также ее радиус и коэффициент скин-эффекта. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для определения гидропроводности продуктивного пласта определяют накопленный расход и производную функции репрессии, характеризующую работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости, строят график зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих искомую гидропроводность, среди множества полученных кривых производной выбирают линию, ближе остальных отвечающую условию постоянства производной, соответствующую искомой гидропроводности пласта.Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при испытании скважины на приемистость и проведении технологического воздействия на призабойную зону скважины. Известен способ разработки продуктивного пласта, включающий импульсную нестационарную закачку пластовой жидкости, замеры на устье давления закачки и расхода жидкости, определение накопленного расхода и производной функции репрессии, характеризующей работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости, построение графика зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих искомую гидропроводность, и выбор линии среди множества полученных кривых производной, ближе остальных отвечающей условию постоянства производной, соответствующей искомой гидропроводности пласта (патент РФ 2151859, кл. Е 21 В 43/20. опублик. 2000 г.). Известен способ эксплуатации скважины с одновременным определением параметров загрязненной призабойной зоны скважины, включающий импульсную нестационарную закачку пластовой жидкости со ступенчатыми изменениями расхода от минимальных до максимальных величин с задаваемым периодом, через 5-60 с, замер и регистрацию давления, плотности и расхода закачиваемой пластовой жидкости, пересчет данных на забойные условия, для каждого замера в условиях импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости во время каждого режима закачки, определение функции репрессии, характеризующей нестационарное течение в призабойной зоне скважины на протяжении данного режима закачки жидкости, для каждого режима построение графика зависимости функции репрессии от логарифма времени закачки на данном режиме, на каждом из полученных графиков выделение начального наклонного прямолинейного участка, математическим методом нахождение параметров выделенных прямолинейных участков, по которым производятся определения гидропроводности и пьезопроводности загрязненной призабойной зоны, а также ее радиуса и коэффициента скин-эффекта (патент РФ 2151856, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 2000 г.). Общим недостатком известных способов является малое число измеряемых параметров, низкая точность и эффективность определения забойного давления при закачке жидкостей со сложной реологией и трудности в определении потенциала скважины. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ эксплуатации скважины, в результате осуществления которого происходит определение характеристик скважины, призабойной зон ы и пласта, включающий импульсную нестационарную закачку реагента, на устье скважины замер давления закачки и расхода реагента, пересчет данных замеров на забойные условия, определение накопленного расхода и работы, затрачиваемой на нестационарное течение в призабойной зоне скважины единицы расхода реагента, по этим показателям с учетом текущей проводимости пласта расчет коэффициента скин-эффекта, в качестве текущей проводимости использование величины, определенной по результатам кратковременного импульсного нестационарного испытания данной скважины на приемистость пластовой жидкостью, изменение режима закачки реагента при достижении необходимых фильтрационных свойств призабойной зоны скважины, определенных по скин-эффекту, рассчитанному по накопленному расходу и работе течения единицы расхода реагента в призабойной зоне скважины с учетом текущей проводимости пласта (патент РФ 2151855, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 2000 г. - прототип). Недостатком известного способа является малое число измеряемых параметров и невысокая точность определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта. В изобретении решается задача увеличения числа измеряемых параметров и повышения точности определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта. Задача решается тем, что в способе определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, включающем нестационарную закачку реагента, на устье скважины замер давления закачки и расхода реагента, пересчет данных замеров на забойные условия, определение накопленного расхода и работы, затрачиваемой на нестационарное течение в призабойной зоне скважины единицы расхода реагента, по этим показателям с учетом текущей проводимости пласта расчет коэффициента скин-эффекта, в качестве текущей проводимости использование величины, определенной по результатам кратковременного нестационарного испытания данной скважины на приемистость пластовой жидкостью, изменение режима закачки реагента при достижении необходимых фильтрационных свойств призабойной зоны скважины, определенных по скин-эффекту, рассчитанному по накопленному расходу и работе течения единицы расхода реагента в призабойной зоне скважины с учетом текущей проводимости пласта, согласно изобретению непосредственно перед нестационарной закачкой реагента межтрубное пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами заполняют гомогенной однофазной стабильной жидкостью с известной плотностью, нестационарную закачку реагента в пласт ведут через колонну насосно-компрессорных труб при закрытом межтрубном пространстве, при этом замер давления ведут в закрытом межтрубном пространстве на устье скважины с одновременным замером уровня жидкости в закрытом межтрубном пространстве. Для определения гидропроводности, пьезопроводности, радиуса призабойной зоны и коэффициента скин-эффекта для каждого замера в условиях нестационарной закачки жидкости во время каждого режима закачки определяют функцию репрессии, характеризующую нестационарное течение в призабойной зоне скважины на протяжении данного режима закачки жидкости, для каждого режима строят график зависимости функции репрессии от логарифма времени закачки на данном режиме, на каждом из полученных графиков выделяют начальный наклонный прямолинейный участок, математическим методом находят параметры выделенных прямолинейных участков, по которым определяют гидропроводность и пьезопроводность загрязненной призабойной зоны, а также ее радиус и коэффициент скин-эффекта. Для определения гидропроводности продуктивного пласта определяют накопленный расход и производную функции репрессии, характеризующую работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости, строят график зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих искомую гидропроводность, среди множества полученных кривых производной выбирают линию, ближе остальных отвечающую условию постоянства производной, соответствующую искомой гидропроводности пласта. Сущность изобретенияПри испытании скважины на приемистость, определении потенциала скважины, определении параметров призабойной зоны, проведении технологического воздействия на призабойную зону и определении гидропроводности продуктивного пласта возникает необходимость оценки эффективности воздействия особенно при закачке жидкостей со сложной реологией - неньютоновских жидкостей. Неточная или несвоевременно полученная информация приводит к перерасходу реагентов или к недостижению задач обработки. Для этого необходимо контролировать параметры технологического воздействия, проводить оперативное вмешательство, а также исследовать состояние призабойной зоны скважины. В предложенном изобретении решаются данные задачи. Предложенный способ обеспечивает измерение необходимых параметров на устье скважины в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб и на нагнетательной линии при закачке рабочего агента в скважину через колонну насосно-компрессорных труб. Измеряют и регистрируют устьевое давление, уровень жидкости в закрытом межтрубном пространстве и объемный расход нагнетаемой жидкости. Непосредственно перед нестационарной закачкой реагента заполняют межтрубное пространство скважины гомогенной однофазной стабильной жидкостью с известной плотностью. Нестационарную закачку реагента в пласт ведут через колонну насосно-компрессорных труб при закрытом межтрубном пространстве, одновременно выполняют на устье скважины замеры давления и уровня жидкости в закрытом межтрубном пространстве. Для каждого замера по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают забойное давление и прочие показатели с учетом искривления ствола скважины и температурных изменений плотности жидкости в межтрубном пространстве. Определение забойного давления возможно при закачке в колонну насосно-компрессорных труб в любой последовательности обычных ньютоновских жидкостей, а также полимерных, глинистых, цементных растворов и других неньютоновских жидкостей. Для проведения замеров нагнетательную линию снабжают измерительным манифольдом с датчиком расхода. На устье скважины в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб устанавливают датчик давления и систему контроля уровня жидкости, например, акустического типа (уровнемер). Используют датчики с цифровыми замерами и регистрацией параметров. Для измерения и регистрации параметров процесса используют выносной блок, блок сбора информации и компьютер. На нагнетательной линии могут быть размещены прочие датчики, например, для определения давления, плотности и температуры. Выход датчика давления соединен электрическим кабелем с блоком искрозащиты, размещенным в выносном блоке, и далее с блоком сбора информации. Выходы датчиков расхода соединены электрическими кабелями с вторичными блоками расходомеров и далее с блоком сбора информации. Система контроля уровня жидкости в межтрубном пространстве соединена электрическим кабелем непосредственно с блоком сбора информации. Блок сбора информации соединен с компьютером. Измерительный манифольд с датчиком расхода, устанавливаемый на нагнетательной линии к скважине, датчик давления и систему контроля уровня жидкости (уровнемер), устанавливаемые на устье скважины в межтрубном пространстве, выносной блок, блок сбора информации и компьютер объединяют в устройство для определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, представляющее собой информационно-измерительный комплекс. При закачке рабочего агента в скважину по нагнетательной линии через измерительный манифольд аналоговые сигналы от датчика давления, установленного на устье скважины в межтрубном пространстве, посредством электрического кабеля через блок искрозащиты поступают в выносной блок и далее в блок сбора информации. В блоке искрозащиты производится гальваническая развязка электрических цепей. Частотные сигналы от датчиков расхода посредством электрических кабелей попадают на вторичные блоки расходомеров, откуда с помощью соединительных кабелей поступают на вход соответствующих каналов блока сбора информации. Цифровые сигналы от системы контроля уровня жидкости в межтрубном пространстве через электрический кабель поступают непосредственно в блок сбора информации. В блоке сбора информации сигналы, поступающие на входы измерительных каналов, преобразуются в цифровую форму и передаются в компьютер, где поступившая информация с помощью программного обеспечения визуализируется и заносится в память компьютера. При проведении технологической операции по воздействию на нефтяной пласт для интенсификации отбора или изоляции водопритока, выравнивания профиля притока или поглощения, расход нагнетаемой рабочей жидкости остается относительно неизменным лишь в течение отдельных весьма коротких промежутков времени и изменяется в широких пределах в течение всей операции. В предложенном способе изначально закладывают режим нестационарной закачки реагента как наиболее общий и в наибольшей мере отвечающий условиям производства. Реализуемый в особых условиях на практике стационарный режим закачки реагента является частным случаем общего нестационарного режима. При этом справедливы все расчеты и выводы предлагаемого способа. Процесс нестационарной закачки реагента характеризуется значительными колебаниями расхода и давления с хаотичными изменениями величин по амплитуде и частоте. Расход может изменяться по амплитуде от 0,084 до 7,6 л/с, по частоте - от 0,002 до 0,02 Гц, при этом максимальный расход обеспечивает недопущение развития искусственной трещиноватости в призабойной зоне (максимально допустимое забойное давление в процессе закачки жидкости должно быть меньше давления раскрытия трещин в призабойной зоне скважины). Устьевое давление нагнетания может изменяться по амплитуде от 1 до 10-15 МПа при той же частоте. В процессе технологического воздействия в скважину закачивают последовательно несколько жидкостей, различных по физико-химическим свойствам. На
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
- расстояние h по вертикали от устья скважины до башмака колонны насосно-компрессорных труб условно разбивают на V отрезков так, что вертикальная протяженность каждого отрезка равна
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
размерности [h] = [
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
- обозначают как h
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
h
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
где
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
- обозначают как h<
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
|h<
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
- определяют температуру T(h
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-2t.gif)
где TПЛ - пластовая температура на глубине h, oС;
Tуст - устьевая температура в межтрубном пространстве, oС;
2. Рассчитывают температурный коэффициент начальной жидкости в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб:
- если в качестве начальной жидкости (fluid 0) в межтрубном пространстве закачана дегазированная нефть, то ее температурный коэффициент
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189022/961.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189022/961.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189031/8804.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-3t.gif)
для
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189022/961.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189039/8805.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-4t.gif)
где
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189022/961.gif)
[
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189022/961.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189052/176.gif)
- если в межтрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб закачана вода, то ее температурный коэффициент
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189031/8804.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-5t.gif)
1 при Т(h
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189039/8805.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-6t.gif)
- если в межтрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб закачана иная начальная жидкость, то ее температурный коэффициент определяют при предварительных лабораторных исследованиях. 3. Определяют плотность жидкости
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189022/961.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-7t.gif)
размерность [
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189022/961.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
4. Для каждого замера уровня начальной жидкости hуст.зтр.(t) и устьевого давления Pуст.зтр.(t) в закрытом межтрубном пространстве определяют забойное давление PC(t) на глубине башмака насосно-компрессорных труб в текущий момент t закачки
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-8t.gif)
где PC(t) - забойное давление на глубине башмака колонны насосно-компрессорных труб в текущий момент t закачки
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
РУСТ.ЗТР.(t) - устьевое давление, замеренное в межтрубном пространстве в текущий момент t закачки
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-9t.gif)
hуст.зтр.(t) - уровень начальной жидкости в межтрубном пространстве в текущий момент t замера устьевого давления РУСТ.ЗТР.(t), м;
Рстат.зтр. - гидростатическое давление столба начальной жидкости (fluid 0) с учетом искривления ствола скважины и температурных изменений плотности жидкости в межтрубном пространстве, определяют по формуле (11):
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-10t.gif)
размерность [Рстат.зтр.] = МПа;
Если межтрубное пространство заполнено начальной жидкостью до устья, то
hуст.зтр.(t) = 0 (12)
и второе слагаемое в выражении (11) равно нулю. Если частота замеров устьевого давления РУСТ.ЗТР.(t) выше, чем частота замеров уровня в межтрубном пространстве, то в формуле (11) hуст.зтр.(t) представляют так:
hуст.зтр.(t) = hуст.зтр.(T)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
где hуст.зтр.(t) - расчетный уровень начальной жидкости в межтрубном пространстве в текущий момент t замера устьевого давления РУСТ.ЗТР.(t), м;
РУСТ.ЗТР.(t) - уcтьевoe давление, замеренное в межтрубном пространстве в текущий момент t времени, МПа;
hуст.зтр.(T) - предыдущий фактический замер уровня начальной жидкости в межтрубном пространстве в момент времени T, м;
РУСТ.ЗТР.(T) - устьевое давление, замеренное в межтрубном пространстве в момент времени T, МПа. Репрессия на пласт
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
где
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
РПЛ - пластовое давление, приведенное к глубине башмака колонны насосно-компрессорных труб, МПа. Для определения коэффициента S скин-эффекта при проведении технологической операции на скважине замеряют и регистрируют с задаваемым периодом опроса уровень начальной жидкости hуст.зтр.(t) и устьевое давление РУСТ.ЗТР.(t) в закрытом межтрубном пространстве после его заполнения начальной жидкостью, плотность и объемный расход
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-11t.gif)
где N = 2; 3; 4; ... - номер текущего замера устьевого давления, плотности и объемного расхода
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
n = 0; 1; 2; 3; ... N-1 - номера предыдущих замеров;
t0 - время начала закачки технологической жидкости (начальный замер n = 0), с;
t1; ... tn время первого, ... n замеров, с;
tN - время текущего замера, с;
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
Q0, ... Qn - объемные расходы
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
Y(tN) - функция репрессии, характеризующая работу, затраченную на нестационарное течение в призабойной зоне единицы расхода
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189008/956.gif)
k - проницаемость пласта для пластовой жидкости, м2:
h - эффективная толщина продуктивного пласта, принимающего нагнетаемую жидкость, м;
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189008/956.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-12t.gif)
Полученные значения Y(tN) и W(tN) наносят на график. На фиг. 1 представлен график зависимости функции репрессии Y(tN) от накопленного объема жидкости W(tN) на примере закачки в скважину гелеобразующего состава: водного раствора сополимера "Комета" и смолы "ДЭГ", где по оси абсцисс отложены величины накопленного объема W(tN), м3, по оси ординат - величины функции репрессии Y(tN), МПа
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
Y(tN) = Y[W(tN)] (18)
производят непосредственно в процессе технологического воздействия в реальном времени. Производят аппроксимацию отдельных участков графика зависимости (18) прямолинейными отрезками. В интервале времени [tj, tj+1] линейной аппроксимации определяют наклон Bj прямолинейного участка. Величину коэффициента скин-эффекта j, отражающего состояние призабойной зоны скважины в интервале времени [tj, tj+1] технологической операции, определяют по формуле:
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-13t.gif)
где Sj - коэффициент скин-эффекта, отражающий дополнительные фильтрационные сопротивления потоку жидкости вследствие загрязнения и несовершенства вскрытия призабойной зоны скважины, в интервале времени [tj, tj+1] воздействия;
rC - радиус скважины, м;
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/967.gif)
Bj - наклон графика зависимости (18) в интервале [tj, tj+1] воздействия, Па
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
заведомо включающих истинную величину гидропроводности пласта
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
Затем для каждого из принятых значений
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-14t.gif)
где: N, N-1 номера текущего и предыдущего устьевых замеров (N = 2; 3; 4; ...) уровня, плотности и объемного расхода нагнетаемой жидкости;
j = 0; 1; 2; ... N - 2 - номера предшествующих замеров;
tN, tN-1 - время текущего и предыдущего замеров, с;
t0; t1; ... ti - время предшествующих замеров, с;
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
QN, QN-1 - объемный расход жидкости в забойных условиях в текущем и предыдущем замерах, м3/с;
Qi - объемный расход жидкости в забойных условиях в предшествующих замерах, м3/с;
Ym(tN) - функция репрессии, характеризующая работу, затраченную на нестационарное течение единицы расхода жидкости в пласте гидропроводностью
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189008/956.gif)
km - принятая в расчетах проницаемость пласта для пластовой жидкости, м2;
h - эффективная толщина продуктивного пласта, поглощающего нагнетаемую жидкость, м;
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189008/956.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
Xm(tN) - функция накопленного расхода W(tN) вида:
Xm(tN) = W(tN)/[4
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/960.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
Одновременно c
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-15t.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
-
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189233/9642.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
-
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
устанавливаются одна-две линии, ближе остальных отвечающих условию:
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
Далее математическим методом последовательного приближения находят величину гидропроводности пласта
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
До определения параметров призабойной зоны предлагаемым способом на скважине организуют предварительные исследования с целью уточнения гидропроводности пласта
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
S>20-30, (27)
то это свидетельствует о существенном загрязнении призабойной зоны. Далее реализуют предлагаемый способ. Указанный критерий (27) обусловлен современным техническим уровнем операций по закачке жидкостей в пласты, гарантирует достоверное определение параметров призабойной зоны при регистрации расхода и давления закачки на устье. Перед тем, как закачивать пластовую жидкость для определения параметров призабойной зоны предлагаемым способом, межтрубное пространство полностью (до устья) заполняют начальной гомогенной однофазной стабильной жидкостью с известной плотностью (fluid 0), например водой или дегазированной нефтью. После заполнения начальной жидкостью межтрубное пространство при последующей закачке пластовой жидкости в скважину закрыто. Для реализации предлагаемого способа на устье скважины организуют процесс нестационарной закачки пластовой жидкости, который характеризуется колебаниями расхода от минимальных величин, обеспечивающих стабильную закачку с противодавлением на устье скважины, до максимальных, обеспечивающих при этом недопущение развития искусственной трещинности в призабойной зоне. Это достигается выполнением следующего условия:
PCмакс<
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189020/963.gif)
где PCмакс - максимально допустимое забойное давление в процессе закачки пластовой жидкости, МПа;
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189020/963.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189017/920.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-16t.gif)
где S - значение коэффициента скин-эффекта, определенное при предварительных испытаниях скважины;
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/967.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189017/920.gif)
На основе выполненных оценок на устье организуют процесс нестационарной закачки пластовой жидкости так, чтобы кривая переменного расхода являлась ступенчатой функцией времени t нагнетания:
QZ(
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189017/920.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189031/8804.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189031/8804.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189017/920.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189287/8773.gif)
где t текущее время от начала процесса закачки пластовой жидкости, с;
Z = 1, 2.. - порядковый номер режима закачки;
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189017/920.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189017/920.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189017/920.gif)
Qz - средний расход в течение Z-го режима закачки (приближенное равенство QZ
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189287/8773.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189017/920.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189031/8804.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189031/8804.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189017/920.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189055/936.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-17t.gif)
где N = 2; 3; 4 ... - номер текущего замера;
j = 0; 1; 2; ... N-1 - номера предшествующих замеров;
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
QN, QN-1 - объемный расход жидкости в забойных условиях в текущем и предыдущем замерах, м3/ с;
Qi - объемный расход жидкости в забойных условиях в предшествующих замерах м3/с;
tN - время текущего замера, с;
t0, t1, ... tN-1 - время предшествующих замеров, с;
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189031/8804.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189031/8804.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189017/920.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189017/920.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/967.gif)
rc - радиус скважины, м. Величина функции репрессии
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189055/936.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189055/936.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189055/936.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-18t.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189233/9642.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189049/215.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-19t.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-20t.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-21t.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189055/936.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189055/936.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189020/934.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189055/936.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
Математическим методом, например, наименьших квадратов, находят наклон bZ и начальный участок aZ выделенного прямолинейного отрезка на каждом Z режиме закачки. После этого определяют:
гидропроводность призабойной зоны скважины
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-22t.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-23t.gif)
пьезопроводность призабойной зоны скважины
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-24t.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-25t.gif)
Поскольку все прямые уравнения (33) имеют общую точку пересечения, используя найденные коэффициенты aZ, bZ, aZ-1, bZ-1 для двух смежных (Z, Z-1) режимов закачки, определяют коэффициент скин-эффекта S:
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-26t.gif)
после чего рассчитывают радиус RПЗС зоны загрязнения:
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-27t.gif)
В формулах (34) - (37) размерности величин таковы:
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-28t.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/967.gif)
Пример 1. При эксплуатации нефтедобывающей скважины проводят обработку призабойной зоны с целью изоляции водопритоков. При этом проводят определение забойного давления и репрессии предлагаемым способом. Нагнетательную линию снабжают измерительным манифольдом с датчиком расхода. На устье скважины в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб устанавливают датчик давления и систему акустического контроля уровня жидкости (уровнемер). Используют датчики с цифровыми замерами и регистрацией параметров. Для измерения и регистрации параметров процесса используют выносной блок, блок сбора информации и компьютер. Выход датчика давления марки "МИДА" соединяют электрическим кабелем с блоком искрозащиты типа "Корунд" и далее с блоком сбора информации. Выходы датчиков расхода марки ПЭА1 соединяют электрическими кабелями с вторичными блоками расходомеров типа "Взлет" БИИ и "Днепр-7" БП и далее с блоком сбора информации. Уровнемер марки "МИКОН" соединяют электрическим кабелем с блоком сбора информации. Блок сбора информации соединяют с компьютером типа Ноутбук. При закачке рабочего агента в скважину по нагнетательной линии через измерительный манифольд аналоговые сигналы от датчика давления, установленного на устье скважины в межтрубном пространстве, посредством электрического кабеля через блок искрозащиты каждые 5 с процесса поступают в выносной блок и далее в блок сбора информации. В блоке искрозащиты производится гальваническая развязка электрических цепей. Частотные сигналы от датчиков расхода посредством электрических кабелей каждые 5 с процесса попадают на вторичные блоки расходомеров, откуда с помощью соединительных кабелей поступают на вход соответствующих каналов блока сбора информации. Цифровые сигналы от системы акустического контроля уровня жидкости в межтрубном пространстве через электрический кабель каждые 60 с поступают непосредственно в блок сбора информации. В блоке сбора информации сигналы, поступающие на входы измерительных каналов, преобразуются в цифровую форму и передаются в компьютер, где поступившая информация с помощью программного обеспечения визуализируется и заносится в память компьютера. Посредством информационно-измерительного комплекса измеряют и регистрируют устьевое давление, уровень жидкости в закрытом межтрубном пространстве и объемный расход нагнетаемой жидкости. Непосредственно перед нестационарной закачкой реагента заполняют межтрубное пространство скважины начальной жидкостью, - гомогенной однофазной стабильной жидкостью с известной плотностью, - пластовой водой. После заполнения начальной жидкостью межтрубное пространство на устье закрывают и далее в ходе технологической операции на скважине оно закрыто. После этого на устье скважины организуют процесс нестационарной закачки реагента с колебаниями расхода и давления с хаотичными изменениями величин по амплитуде и частоте. Расход изменяется по амплитуде от 0,084 до 7,6 л/с, по частоте - от 0,002 до 0,02 Гц. Давление нагнетания изменяется по амплитуде от 1 до 10-15 МПа при той же частоте. При обработке скважины в призабойную зону нагнетают порции гелеобразующего состава (
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
Рассчитывают распределение температуры начальной жидкости в межтрубном пространстве. Для этого расстояние h по вертикали от устья скважины до башмака колонны насосно-компрессорных труб (2210 м) условно разбивают на 442 отрезка так, что вертикальная протяженность
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
обозначают, например, как h20 расстояние по вертикали от устья скважины до конца 20-го отрезка (2):
h
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189050/957.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
Определяют температуру T(h20) начальной жидкости в межтрубном пространстве на глубине h20 при TПЛ = 57oС, ТУСТ = 23oС:
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-29t.gif)
В межтрубное пространство закачана пластовая вода, ее температурный коэффициент
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-30t.gif)
Определяют по формуле (9) плотность жидкости
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189022/961.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189022/961.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-31t.gif)
По формуле (13) определяют расчетный уровень пластовой жидкости спустя 150 с после начала закачки [Pуст.зтр.(t=150 с)=0,906 МПа] по фактическому замеру уровня и давления спустя 120 с [(hуст.зтр.(T=120 с)=70 м; при этом устьевое давление составляло PC(T=120 с)=0,953 МПа]:
hуст.зтр. (t=150 c)=hуст.зтр. (T)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-32t.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-33t.gif)
Репрессия на пласт при этом равна (при PПЛ = 14,954 МПа):
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
Аналогично выполняют остальные определения. Пример 2. При эксплуатации нефтедобывающей скважины глубиной 2230 м проводят обработку призабойной зоны с целью изоляции водопритоков. Процесс обработки заключается в закачке в призабойную зону скважины порций гелеобразующего состава и его продавке пластовой водой. В качестве текущей проводимости используют величину, определенную по результатам кратковременного нестационарного испытания данной скважины на приемистость пластовой водой. Предварительные испытания данной скважины на приемистость пластовой водой показали, что текущая проницаемость пласта k составляет 0,163 мкм2, проводимость k
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-34t.gif)
Пьезопроводность пласта
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/967.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189011/945.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
B1 = 1167,9 МПа
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
а коэффициент скин-эффекта S1, по формуле (19):
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-35t.gif)
Эта величина показывает, что проводимость призабойной зоны в результате закачки 6,7 м3 гелеобразующего состава несколько снизилась, в процессе дальнейшего нагнетания реагента наклон второго прямолинейного участка, аппроксимирующего кривую Y=Y[W] в диапазоне 6,8
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189031/8804.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189031/8804.gif)
B2 = 1988,7 МПа
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-36t.gif)
До проведения операции на скважине задают произвольный ряд значений гидропроводности пласта
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189031/8804.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189031/8804.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-37t.gif)
В процессе определения гидропроводности пласта в пласт закачивают 3 м3 пластовой жидкости. Непосредственно перед этим заполняют межтрубное пространство скважины пластовой жидкостью. После заполнения межтрубное пространство на устье закрывают и далее в ходе технологической операции на скважине оно закрыто. Закачку ведут с начальным расходом 5,8 л/с. На устье скважины организуют процесс нестационарной закачки пластовой жидкости с колебаниями расхода от 5,2 до 6,4 л/с и частотой 0,02 Гц, аналогично изменяется давление нагнетания. При закачке пластовой жидкости через колонну насосно-компрессорных труб в пласт посредством информационно-измерительного комплекса измеряют и регистрируют с задаваемыми периодами опроса уровень hуст.зтр.(t) и устьевое давление Pуст.зтр.(t) в закрытом межтрубном пространстве, заполненном пластовой жидкостью, объемный расход нагнетаемой жидкости. По этим замерам по формулам (1)-(14) рассчитывают забойное давление PC(t), репрессию на пласт
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-38t.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-39t.gif)
Далее методом последовательного приближения находят величину гидропроводности пласта
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-40t.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-41t.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/949.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189009/8226.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-42t.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189019/967.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-43t.gif)
S = 56,9;
RПЗП = 1,68 м. До определения параметров призабойной зоны предлагаемым способом на скважине организуют предварительные исследования с целью уточнения гидропроводности пласта. Для этого проводят нестационарную закачку пластовой жидкости в пласт. Полученная при этом величина гидропроводности пласта совпадает с результатами гидродинамических исследований. Установлено также существенное загрязнение призабойной зоны (S>20-30). Поэтому далее реализуют предлагаемый способ, при этом достоверное определение параметров призабойной зоны достигают регистрацией параметров процесса (расхода, плотности жидкости и давления нагнетания) на устье скважины. Для реализации предлагаемого способа непосредственно перед этим заполняют межтрубное пространство скважины пластовой жидкостью. После заполнения межтрубное пространство на устье закрывают и далее в ходе технологической операции на скважине оно закрыто. На устье нефтедобывающей скважины организуют процесс нестационарной закачки пластовой жидкости. Процесс нестационарной закачки характеризуется колебаниями расхода от минимальных величин 0,58 л/с, обеспечивающих стабильную закачку с противодавлением на устье скважины, до максимальных 5,79 л/с, обеспечивающих при этом недопущение развития искусственной трещиноватости в призабойной зоне пласта, что достигается выполнением условия (28) для максимального забойного давления в процессе закачки пластовой жидкости:
PCмакс<30,6 МПа,
где PCмакс - максимально допустимое забойное давление в процессе закачки пластовой жидкости, МПа. Для получения достоверных результатов выполняют закачку пластовой жидкости на 10 режимах нагнетания с резкой сменой расхода с большего на меньший и наоборот (см. таблицу). Продолжительность закачки
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189017/920.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-44t.gif)
для реализации предлагаемого способа продолжительность закачки на каждом режиме принята
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189017/920.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189055/936.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189055/936.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189014/916.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-45t.gif)
![способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, патент № 2189443](/images/patents/281/2189443/2189443-46t.gif)
Аналогично определяют те же показатели и для остальных режимов закачки (см. таблицу). Используя найденные коэффициенты aZ, bZ, aZ-1, bZ-1, для двух смежных (Z, Z-1) режимов закачки, по формулам (36): S=55,9; после чего по формуле (37) рассчитывают радиус зоны загрязнения: RПЗС = 1,75 м. Аналогично определяют эти параметры и для остальных режимов нагнетания. Итоги определений параметров призабойной зоны на 10 режимах закачки приведены в таблице, здесь же даны средние величины параметров. Из сопоставления с результатами гидродинамических исследований скважины известным методом восстановления давления следует, что точность предлагаемого способа вполне достаточна для использования в нефтепромысловой практике. В рассматриваемом случае погрешности определения гидропроводности и пьезопроводности призабойной зоны составляют 7,4%; коэффициента скин-эффекта 5,6%; радиуса зоны загрязнения 3,6%. Применение предложенного способа позволит повысить точность оценки эффективности воздействия.
Класс E21B47/00 Исследование буровых скважин