16. Призабойная зона скважин (дополнительные фильтрационные сопротивления, возникающие в пзс; приведенный радиус скважин; понятие скин – эффекта).

Призабойная зона скважины - участок пласта, примыкающий к стволу скважины, в пределах которого изменяются фильтрационные характеристики продуктивного пласта в период строительства, эксплуатации или ремонта скважины. Причины, приводящие к изменению фильтрационных характеристик пласта: перераспределение напряжений в приствольной части скважины, гидродинамич. и физ.-хим. воздействие бурового раствора или др. технол. жидкостей на породу и пластовые флюиды, физ.-хим. процессы, вызванные технологией и режимами эксплуатации. Конфигурация, размеры и гидродинамич. характеристики П.З. изменяются в течение всего срока существования скважины. Они определяют гидравлическую связь скважины с пластом и весьма существенно влияют на её производительность.

– приведённый радиус скважины – радиус фиктивной совершенной скважины имеющей тоже сопротивление притоку жидкости и газов, что и данная несовершенная скважина. Приведённый радиус учитывает несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия, а также снижение проницаемости в призабойной зоне, вызванное техногенными процессами при бурении, освоении и эксплуатации скважины.

СКИН фактор – дополнительное фильтрационное сопротивление, возникающее в близи скважины из-за:

- фильтрата бурового раствора в пласт;

- фильтрата жидкостей освоения скважины;

- загрязнение механическими примесями при бурении;

- несовершенство скважины по степени и по характеру вскрытия и др.

Для того чтобы учесть при расчете дебита дополнительные фильтрационные сопротивления, связанные с этими причинами, вводят параметр S. Его определяют исключительно по факту, используя параметры при разных депрессиях.

17. Методика проведения гидродинамических исследований методом последовательной смены установившихся отборов (виды индикаторных диаграмм; оценка параметров уравнений притока).

Исследование скважин методом последовательной смены установившихся отборов.

Скважину запускают с определённым дебитом , дожидаются когда режим её работы полностью установится (дебит и забойное давление не будут меняться во времени), измеряют дебит и забойное давление, далее дебит меняют. Эту операцию проводят четыре–пять раз.

Рассматривается простейший вид индикаторной диаграммы – прямая.

Д ля этого случая справедлива формула Дюпьи: , где – коэффициент продуктивности.

Гидропроводность нефти может быть определена следующим образом: .

Проницаемость .

; .

К ак видно из графика до 80 процентов снижения давления приходится на призабойную зону скважины. Снижение проницаемости в призабойной зоне скважины наряду с другими причинами вызвано также и снижением давления в призабойной зоне.

18. Оценка продуктивности и параметров призабойной зоны скважин при исследованиях методом последовательной смены установившихся отборов.

Скважину запускают с определённым дебитом , дожидаются, когда режим её работы полностью установится (дебит и забойное давление не будут меняться во времени), измеряют дебит и забойное давление, далее дебит меняют. Эту операцию проводят четыре–пять раз.

Рассматривается простейший вид индикаторной диаграммы – прямая.

Д ля этого случая справедлива формула Дюпьи: , где – коэффициент продуктивности.

Гидропроводность нефти может быть определена следующим образом: .

Проницаемость .

; .

К ак видно из графика до 80 процентов снижения давления приходится на призабойную зону скважины. Снижение проницаемости в призабойной зоне скважины наряду с другими причинами вызвано также и снижением давления в призабойной зоне.