Коэффициент гидропроводности пласта

; ; (3.4)

К и e связаны между собой.

. (3.5)

3) подвижность жидкости в пласте k/m

Определение данного параметра необходимо в случае исследования притока к скважинам нефтей, обладающих структурно-механическими свойствами (аномально- и сверханомально-вязкие нефти)

; (3.6)

4) коэффициент проницаемости пласта k –важнейшая гидродинамическая характеристика пористой среды – характеризует суммарную площадь сечения поровых каналов, по которым идет процесс фильтрации, на единичной площади фильтрации.

[k]=м² , мкм², Д, мД. 1Д=1000мД=1,02мкм²=1,02×10^-12 м².

Способы определения коэффициента проницаемости k:

- Лабораторный - через образец пористой среды длиной l, площадью поперечного сечения F, пропускается жидкость или газ вязкостью m, с объемным расходом Q, при перепаде давления на входе Р₁ и выходе Р₂ этого образца DR. Тогда согласно закона Дарси:

, DR=R₁-P₂ (3.7)

; (3.8)

Преимущество этого способа - наиболее точный, недостаток - показывает значение К только в точке отбора керна.

- Геофизический – определяют при проведении геофизических работ в скважине. Преимущество этого способа - характеризует большую область пласта (осредненно), но только на несколько сантиметров от ствола скважины

- Гидродинамический - позволяет количественно оценить проницаемость призабойной зоны пласт (ПЗП), удаленной зоны пласта и всего пласта в зоне дренирования скважины, но данный способ определения коэффициента проницаемости менее точный чем лабораторный.

5) коэффициент пьезопроводности пласта c - характеризует способность пласта к передаче возмущений (изменений давления), вызванных изменением режима эксплуатации. Или, характеризует скорость перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима. Для однородного пласта:

c - формула Щелкачева; (3.9)

[c]= , [c]=10 …10 м /с –для реальных пластов.

где и - соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и пласта;

- коэффициент упругоемкости пласта; Па или см²/кгс;

m – эффективная пористость, доли единицы.

6) гидродинамическое совершенство скважины характеризуется:

а) приведенным радиусом скважины

Приведенный радиус скважины– это радиус такой воображаемой скважины, которая в аналогичных условиях дает такой же дебит, что реальная скважина.

r_пр=r_c ×е^-с,где с=с₁+с₂ (3.10)

б) коэффициентом совершенства

В настоящее время разработаны и в раз­ной степени внедрены промышленностью следующие гидродинамические методы исследования скважин и пластов.

а) исследова­ние скважин при установившихся* режимах работы (исследование на приток);

Заключается в последовательном изменении режима эксплуатации скважины и измерении на каждом установившемся режиме Q и соответствующего ему Р_с.

Используют: 1) при исследовании добывающих и нагнетательных скважин;

2) при фильтрации в пласте однофазной жидкости или газа, а также водонефтяной и нефтегазовой смесей.

Цель: определить К (К’) скважины, e,k.

б) исследование скважин при неустано­вившихся режимах или со снятием кривых изменения давления на забое (после закры­тия скважин на устье, смены режимов их работы или после изменения статического уровня в скважине);

Заключается:в прослеживании изменения забойного давления после остановки или пуска скважины в эксплуатацию или при изменении режима ее работы, в условиях проявления в пласте упругого режима.

Применяют:1) при исследовании добывающих и нагнетательных скважин;

2)при фильтрации в пласте однофазной жидкости или газа, а также водонефтяной смеси.

Цель: определить e,k, c ,a, и К.

в) исследование скважин на взаимодейст­вие (одна или несколько скважин являются возмущающими, а другие — реагирующими), этот способ иногда называется методом гидропрослушивания;

Предназначен для установления гидродинамической связи между исследуемыми скважинами.

Заключается:в наблюдении за изменением давления давления в одной из них (пьезометрической или простаивающей) при создании возмущения в другой ( добывающей или нагнетательной).

Используют: при фильтрации в пласте однофазной жидкости или водо-нефтяной смеси.

Цели: определить e и æ пласта в районе исследуемых скважин.

г) определение профиля притока (расхо­да) и параметров по разрезу пласта;

д) контроль за текущей нефтенасыщенностью пласта при вытеснении нефти водой.

*Понятие «установившиеся режимы» преду­сматривает практическую неизменность показате­лей работы скважин в течение нескольких суток.