2.26.4 Розрахунок продуктивних характеристик свердловини за результатами випробування

Оскільки при випробуванні свердловин випробувачем пластів дебіт визначається в умовах забрудненої зони пласта, то, як наслідок, дебіт свердловини при цих же умовах запуску в роботу, що і в період випробування, може бути значно меншим. Для підвищення дебіту необхідно використанням ефективних методів усунути забруднення пласта.

Відношення потенційного дебіту до фактичного можна визначити таким чином. Знаючи , що фактичний дебіт свердловини відповідно до приведених вище рівнянь дорівнює:

, (2.79)

а потенційний дебіт з формули (2.47) для припливу флюїду з незабрудненого пласта дорівнює:

, (2.80)

знаходимо відношення потенційного дебіту до фактичного:

(2.81)

Формула (2.81) може бути спрощена при підстановці в неї середньостатистичних значень фізичних параметрів пластового середовища;

(2.82)

Фактичний коефіцієнт продуктивності визначається як відношення середнього дебіту за період випробування до середньої депресії:

(2.83)

де Р_пл, Р_кп – тиск на вибої свердловини на початку і в кінці припливу флюїду, Па.

Коефіцієнт привибійної закупорки (П_з), який характеризує ступінь погіршення проникності приствольної зони пласта у порівнянні з віддаленою зоною, визначають через співвідношення гідропровідностей зазначених зон.

, (2.84)

або через відношення коефіцієнтів.

(2.85)

2.26.5 Розрахунок параметрів пласта з урахуванням післяприпливного ефекту

Розглянутий вище метод обробки КВТ розроблений з припущенням, що відразу після закриття свердловини рух флюїду припиниться і дебіт дорівнює нулю, тобто “післяприплив” відсутній.

Практично таке твердження справедливе тільки в умовах інтенсивних, високодебітних припливів, коли кількість флюїду, що поступає у свердловину за період її роботи (за одиницю часу), в десятки і сотні разів перевищує поступання флюїду після закриття свердловини. При низьких дебітах приплив флюїду після закриття свердловини може продовжуватись, що необхідно враховувати при розрахунку параметрів пласта.

Очевидно, що ступінь впливу післяприпливного ефекту залежить від об?єму підпакерної зони, пружних властивостей флюїду та дебіту свердловини за період припливу. Рівняння відновлення тиску на вибої , яке враховує післяприпливний ефект, має такий вигляд:

(2.86)

де - час затримки процесу відновлення тиску, який викликаний впливом післяприпливного ефекту .

(2.87)

де: H – віддаль від вибою свердловини до місця встановлення пакера, м;

V_П - об?єм підпакерного простору, м³;

- величина депресії, Па.

При відсутності післяприпливного ефекту рівняння (2.86) перетворюється у рівняння Хорнера. Суть врахування післяприпливного ефекту при розрахунку параметрів пласта полягає в тому, що у відповідності до рівняння (2.86) робочий графік КВТ будують в координатах Р_і , . Після цього, як і раніше, за нанесеними на графік точками КВТ проводять прямі , за даними яких знаходять Р_пл , кутові коефіцієнти і₁ та і₂, і приступають до визначення фільтраційних параметрів приствольної та віддаленої частин пласта, а також решти показників.

У відповідності до результатів досліджень [4] показано, що при

(2.88)

можна використовувати формули без врахування післяприпливного ефекту, оскільки суттєвого підвищення точності розрахунків параметрів пласта не досягається.