М етод р.Д.Хорнера

Використовують формулу:

П

нафта

ри визначенні фізичних параметрів газового пласта за методом Р.Д.Хорнера маємо де z – коефіцієнт надстисливості газу; p_ат – атмосферний тиск, Па; T_пл – пластова температура, K; T_ст – стандартна температура, яка дорівнює 293 K.

За методом Р.Д.Хорнера промислова крива відновлення тиску будується у системі координат для нафтового пласта та для газового пласта. При нескінченно довгій зупинці тиск у свердловині повністю відновлюється до початкового.

В

газ

изначають параметри пласта:

для нафтового пласта коефіцієнт проникності коефіцієнт рухливості коефіцієнт гідро провідності

для газового пласта коефіцієнт проникності коефіцієнт рухливості

коефіцієнт гідропровідності

М етод дотичної

Д

нафта

ля визначення фізичних параметрів газового пласта за методом дотичної використовуємо формулу: де z – коефіцієнт надстисливості газу; p_ат – атмосферний тиск, Па; T_пл – пластова температура, K; T_ст – стандартна температура, яка дорівнює 293 K; b – коефіцієнт двочленної формули усталеного припливу (7.19), Па²с²/м⁶.

Отже, побудувавши криву відновлення тиску в координатах p_в(t) - lnt – для нафтового пласта або в координатах p²_в(t) - lnt – для газового пласта, та провівши дотичну до прямолінійної її ділянки, отримаємо пряму, за нахилом якої до осі абсцис i та відрізком, який вона відсікає на осі ординат A, знаходимо гідродинамічні параметри:

д

газ

ля нафтового пласта коефіцієнт проникності коефіцієнт рухливості коефіцієнт гідро провідності комплекс та приведений радіус

для газового пласта

коефіцієнт проникності коефіцієнт рухливості коефіцієнт гідро провідності Комплекс та приведений радіус

М етод І.А.Чарного

Ц ей метод розроблено І.А.Чарним і базується він на використанні формули М.Маскета для обмеженого пласта з постійним тиском на контурі живлення де x_n – корені рівняння I_o (x_n) = 0; I_o, I₁ – функції Бесселя дійсного аргументу першого роду нульового та першого порядку.

Якщо побудувати криву відновлення тиску в координатах lnp_(t), t – для нафтового пласта або в координатах lnp²_(t), t – для газового пласта, отримаємо пряму, по нахилу якої до осі абсцис  та відрізку, який відсікає пряма на осі ординат В, знаходимо гідродинамічні параметри:

для нафтового пласта коефіцієнт гідро провідності коефіцієнт п'єзопровідності

для газового пласта коефіцієнт гідропровідності коефіцієнт п'єзопровідності

При невідомому пластовому тиску І.А.Чарним було запропоновано інший метод обробки кривих відновлення тиску – диференціальний. Вихідною в цьому методі є формула:

для нафтового пласта

для газового пласта

Варто зауважити, що дослідження за методом І.А.Чарного на практиці пов'язані з дуже тривалою зупинкою свердловини. Зупинка повинна продовжуватись до відчутного впливу фізичних контурів покладу, тобто приблизно до t > R2к/4.

Методи визначення параметрів пласта за кривими відновлення тиску з врахуванням припливу

Проведення експериментальних та промислових досліджень показали, що немиттєве припинення припливу істотно спотворюють криві відновлення тиску, особливо їх початкові ділянки. При тривалому спостереженні криві відновлення тиску асимптотично прямують до прямої, яка відповідає миттєвому закриттю свердловини на вибої. Спотворення початкових ділянок за рахунок припливу веде до того, що початкові ділянки, які несуть інформацію про привибійну зону, виявляються дефектними.

Окрім того, необхідно відзначити, що форма кривих відновлення тиску в координатах p - lnt при наявності притоку рідини після зупинки свердловини є такою, що практично завжди можна виділити прямолінійний відрізок на графіку і помилково прийняти його за асимптотичну пряму, яка відповідає фільтраційним параметрам пласта.

При зупинці свердловини на усті значні об'єми вільного газу, який рухався разом з нафтою, залишається в підйомних трубах і внаслідок сепараційних процесів, збираючись у верхній частині підйомних труб, також утворять газову подушку.

Наявність таких газових подушок приводить до того, що за рахунок стиснення газу в них приплив рідини до вибою припиняється не миттєво, а поступово, затухаючи від значення дебіту перед зупинкою до нуля. А це означає, що немиттєве припинення припливу рідини до вибою зупиненої на усті свердловини суттєво впливає на процес відновлення тиску на вибої і тим самим на форму кривих відновлення.

Щоб уникнути цього, рядом дослідників були запропоновані методи опрацювання кривих відновлення тиску, які дають можливість використати початкову криволінійну частину графіка.

Приплив рідини у свердловину визначається або безпосередньо свердловинними дебітомірами, або обчисленням за формулою

де f_п – площа поперечного перерізу насосно-компресорних труб, м²; f_з – площа поперечного перерізу затрубного (кільцевого) простору, м²; p_в – вибійний тиск, Па; p_б – буферний тиск, Па; p_з – затрубний тиск, Па; _пл – густина рідини в пластових умовах, кг/м³; g – прискорення вільного падіння, м/с².

Сумарний приплив або кількість рідини, що поступила з пласта у свердловину після її зупинки, можна знайти за формулою

де V(t) – накопичений об'єм рідини у свердловині, м³.