А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Форма - індикаторна лінія

Форма індикаторних ліній в основному прямолінійна. Коефіцієнт продуктивності свердловин низький і коливається в фонтанних свердловинах від0176 м3 /добу-ат до 413 м3 /добу ат. Гідропроводності пласта в цілому невисока і також змінюється в широких межах - від 4 4 до 103 9 д-см /СПЗ.

Форма індикаторних ліній є критерієм застосовності закону Дарсі (в його звичайної лінійної формі) для опису процесу в нафтових і газових пластах.

Форма індикаторних ліній На практиці зустрічаються три форми індикаторних ліній для рідини (нафти), які зображені на фіг.

За формою індикаторної лінії, побудованої за даними наземних вимірів дебіту свердловини на окремих режимах, без попереднього знання про наявність Багатопластова поклади важко встановити, що свердловина експлуатує кілька пропластков з різною характеристикою. Незважаючи на існування двучленного закону для кожного з пластів многопластовой поклади, сумарний приплив газу з пластів з різною характеристикою і однаковим пластовим тиском описується двучленной формулою.

Звичайно, на форму індикаторних ліній, крім перерахованих, можуть впливати і інші чинники, наприклад: а) явища гідророзриву; б) руйнування породи в привибійну зонах свердловин; в) зменшення проникності колектора в результаті осадження механічних домішок або продуктів хімічних реакцій при нагнітанні води; г) зміна в'язкості рідини і проникності колектора при зміні температури.

Індикаторні криві, зняті в свердловинах нафтових родовищ. Факторів, що впливають на форму індикаторних ліній, як правило, багато, деякі з них не вивчені.

Дарсі істотно позначається на формі індикаторних ліній.

Вище було доведено, що форма індикаторної лінії, а, отже, і її аналітичний вираз залежать від п'яти факторів, а не тільки від режиму фільтрації. Тому термін показник режиму фільтрації в зв'язку з формулами (25 XV), (26 XV) абсолютно недоречний.

Індикаторні лінії по скв. 829. | Індикаторні лінії по скв. 834. 1 - 3 - розрахункові (при залежності в'язкості і щільності нафти і проникності колектора від тиску. 4 - фактична. Можливими факторами, що впливають на форму індикаторних ліній, при русі в поклади однорідної рідини, можуть бути наступні. Перший фактор робить вирішальний вплив на форму індикаторної лінії.
 Перший фактор істотно впливає на форму індикаторної лінії.

Розглянемо питання про можливість впливу на форму індикаторних ліній інерційних опорів. Необхідно відзначити, що відповідних експериментальних і теоретичних досліджень, які б базувалися на реальній схемі будови тріщинуватої середовища, не проводилося. У розглянутих колекторах великої потужності в свердловинах в більшості випадків розкриті лише відносно невеликі інтервали. дані досліджень з глибинними Дебітоміри показують, що в свердловинах з відкритими забоями по всій потужності відкладень приплив рідини в свердловину відбувається тільки в окремих інтервалах. Отже, в покладах лінії струму рідини до свердловин сильно викривляються. Крім того, є безліч і локальних різких змін напрямків руху рідини. Характерним для розглянутих колекторів, на відміну від пористих, є дуже різка зміна площі поперечного перерізу вторинних пустот. Як вже раніше зазначалося, вона може змінюватися в десятки, сотні і тисячі разів.

Форма індикаторних ліній На практиці зустрічаються три форми індикаторних ліній для рідини (нафти), які зображені на фіг.

Одним з основних факторів, що впливають на форму індикаторних ліній, вважають порушення лінійного закону фільтрації. Таке порушення може бути наслідком недосконалості свердловини за характером, ступеня або методу розтину, внаслідок чого при певних умовах швидкості фільтрації перевищують критичні величини.

У роботі[47]йдеться, що за покладами з тріщинуватими колекторами отримували три форми індикаторних ліній: прямолінійні і викривлені - в одних випадках до осі перепадів тиску, а в інших - до осі дебітів рідини. Отримання останніх автори пояснюють процесом очищення свердловини (від забруднення привибійної зони глинистим розчином, що проникли туди при її бурінні. Після очищення привибійну зон за такими свердловинах індикаторні лінії виходили або прямолінійні, або викривлені до осі перепадів тиску.

Залежність безрозмірного дебіту Q від р с. Видно, що залежності властивостей пласта і газу від тиску можуть істотно позначатися на формі індикаторних ліній газових свердловин. Як буде показано нижче, саме впливом властивостей пласта і газу в багатьох випадках можна пояснити криволінійний характер індикаторних ліній, отриманих під час дослідження газових свердловин при стаціонарному режимі фільтрації.

Як уже згадувалося, в тріщинуватих колекторах на відміну від зернистих крім інерційних сил на форму індикаторних ліній впливають деформація колектора і рідини, зміна розкритості тріщин і, як наслідок цього, зменшення проникності пласта зі збільшенням депресії. У цьому випадку виявляється, що нелінійний закон фільтрації, записаний у вигляді (1113), не відображає впливу деформації тріщин, яка може бути істотною при зміні тиску. Тому рівнянням (1114) описуються лише індикаторні лінії для свердловин, які експлуатують тріщинуватий колектор, який слабо деформується при зміні пластового тиску.

Як уже згадувалося, в тріщинуватих колекторах на відміну від зернистих крім інерційних сил на форму індикаторних ліній впливають деформація колектора і рідини, зміна розкрите тріщин і, як наслідок цього, зменшення проникності пласта зі збільшенням депресії. У цьому випадку виявляється, що нелінійний закон фільтрації, записаний у вигляді (1113), не відображає впливу деформації тріщин, яка може бути істотною при зміні тиску.

Важливим фактором є якість дослідження: роботи, проведені при явно несталому режимі, призводять до спотворення форми індикаторної лінії. Дуже важливо точніше заміряти дебіти і забійні тиску. Виявлення причин викривлення індикаторних ліній і усунення їх дозволяють поліпшити показники продуктивності свердловин.

На практиці важко встановити, який із чинників - інерційні опору або деформація колектора, - істотно впливають на форму індикаторної лінії. При відборі рідини як нелінійність закону опору, так і значні деформації тріщин призводять до викривлення індикаторної лінії, до осі перепадів тиску. В процесі нагнітання рідини обидва чинники діють в протилежних напрямках. Тому, якщо при дослідженні на режимі нагнітання індикаторна лінія увігнута до осі дебітів, то можна припустити, що переважають інерційні опору.

Отже, отримані результати приблизно (в середньому) правильно відображають кількісний вплив зміни даних параметрів від тиску на форму індикаторних ліній. Для водяних свердловин викривлення ліній при зміні в'язкості і щільності будуть значно менше[38]і практично їх можна не враховувати. Таким чином, викривлення індикаторних ліній в результаті зміни даних параметрів в Залежно від тиску кількісно малі і абсолютно непорівнянні з їх фактичними викривленнями.

Індикаторні криві, зняті в свердловинах нафтових родовищ. В процесі експлуатації Сосновської площі (при зниженні забійного тиску нижче тиску насичення) різко збільшується газовий фактор і відповідно змінюється форма індикаторних ліній, знятих в скв. Матвєєва, при дослідженні трещиноватого колектора в привибійній зоні скв. Речицького родовища індикаторна діаграма при зменшенні Ар лягає нижче кривої, побудованої при збільшенні Ар, утворюючи з нею Гістерезисні петлю, що свідчить про деформації середовища в зоні цієї свердловини.

Облік впливу проникності знову підключених пропластков найбільш складний у порівнянні з урахуванням інших параметрів, що залежать від депресії на пласт і впливають на форму індикаторних ліній.

Використовуючи відоме співвідношення між проникністю і макрошероховатостью (274), розглянемо спільне вплив зміни k (AP) і /г (АР) на форму індикаторної лінії. Найбільш простим варіантом є припущення про те, що k (AP) не залежить від депресії на пласт, тобто проникності, і, отже, макрошероховатості нових інтервалів однакові. Тоді зміна коефіцієнтів а попелиць відбувається тільки за рахунок зміни h від АР. Значення коефіцієнтів а і b при цьому будуть визначатися аналогічно методу, розробленого для многопластовой поклади.

Таким чином, автори цитованої роботи на основі досліджень експлуатаційних свердловин глибинним дебітоміром приходять приблизно до тих самих висновків про вплив співвідношення тисків по пластах на форму індикаторної лінії, які були зроблені в роботі[7]по свердловинах Мінібаєвський площі.

Таким чином, як і раніше[35], Автор вважає, що при русі рідини в тріщинуватих колекторах можуть виникати значні інерційні опору, які суттєво впливають на форму індикаторних ліній. З усіх факторів, що обумовлюють отримання нелінійних залежностей дебітів або витрат рідини від перепадів тиску, інерційні опору є основними.

Таким чином, видиме недосконалість експлуатаційних сква - д жін (продуктивні пласти перекриті зацементованої колоною і повідомляються зі стовбуром свердловини через отвори перфорації) не є в умовах Татарії фактором, що визначає форму індикаторних ліній.

Аналіз показав, що фізична картина і реальні умови припливу газу до вибою свердловини складніші, ніж це випливає з двучленной формули, а виправлення аномальних індикаторних кривих у вигляді (1.6) відображають тільки частину факторів, що впливають на форму індикаторних ліній.

Потім, знаючи значення забійних тисків при різних режимах роботи нагнітальних і експлуатаційних свердловин і відповідні їм витрати води і дебіти нафти по прошарками (пластів), будують по ним індикаторні лінії. Форма індикаторних ліній і результати їх розшифровки є основним критерієм застосування відповідних формул для гідродинамічних розрахунків.

Тому в одній і тій же свердловині в різні проміжки часу, що характеризують величину відбору, стан розробки поклади і обробку фільтра і привибійної зони пласта, індикаторні лінії мають різну форму. Виявлення причин, що впливають на форму індикаторних ліній, і усунення їх дозволяють поліпшити експлуатаційні характеристики свердловин.

У ньому дебіт свердловини пропорційний різниці квадратів тисків, якщо фільтрація газу слід лінійним законом Дарсі. Ці лінії за формою аналогічні формам індикаторних ліній для нафтових свердловин. Однак найчастіше вони опуклі щодо осі дебітів. Індикаторні лінії, увігнуті щодо осі дебітів, також свідчить про дефектність випробувань. Це відбувається, як правило, в результаті недостатнього часу, відведеного на встановлення режиму роботи свердловини, або внаслідок неточності вимірювання або появи води в забої. Причиною подібного явища, особливо в газових свердловинах, може з'явитися також очищення привибійної зони.

У ньому дебіт свердловини пропорційний різниці квадратів тисків, якщо фільтрація газу слід лінійним законом Дарсі. Ці лінії за формою аналогічні формам індикаторних ліній для нафтових свердловин. Однак найчастіше вони опуклі щодо осі дебітів. Індикаторні лінії, увігнуті щодо осі дебітів, також свідчить про дефектність випробувань. Его відбувається, як правило, в результаті недостатнього часу, відведеного на встановлення режиму роботи свердловини, або внаслідок неточності вимірювання або появи води в забої. Причиною подібного явища, особливо в газових свердловинах, може з'явитися також очищення привибійної зони.

Таке подвійне зміна ц, z, k, l і зміна h в залежності від депресії на пласт сильно позначається на характері індикаторних кривих. Ці зміни, поряд з іншими факторами, що впливають на форму індикаторних ліній, призводять до зміни коефіцієнтів а і b від режиму до режиму. Мінливість коефіцієнтів а і видання виключає можливість використання звичайної формули припливу газу до свердловини для обробки результатів випробування газових і газоконденсатних свердловин.