8. Разработка нефтяных месторождений при упругом режиме, подсчет упругого запаса жидкости в пласте, основная формула упругого режима и ее использование в гидродинамических расчетах.
Упругий режим- появляется во всех случаях, когда уменьшаются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины.
С точки зрения физики, расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей упругий режим существует при давлении больше давления насыщения.
С понижением давления до давления насыщения – режим будет растворённого газа или газонапорным.
Упругий режим разработки- это обычно упруго-замкнутый упругий режим, когда границы залежи совпадают с контуром нефтеносности или незначительно превосходят его.
При разработке таких залежей на упругом режиме выделяют две фазы.
В течении первой фазы упругого режима пластовое давление в залежи постепенно понижается, однако на контуре нефтеносности оно остается еще неизменным.
Продолжительность первой фазы можно определить по формуле:
T = ( Rk2 – rc2) / 4 χ ,
Rк- контур питания,rс- радиус скважины,
χ(пси) - коэффициент пьезопроводности пласта
Вторая фаза начинается с момента понижения давления на контуре нефтеносности или непроницаемой границы.
Продолжительность первой фазы невелика.
Необратимые деформации - упруго-пластичный режим.
Подсчёт упругого запаса жидкости в пласте- это кол-во жидкости, которое можно извлечь из пласта при понижении давления в нём за счёт объёмной упругости пласта и насыщающих его жидкостей.
Результаты упругой деформации жидкости малы.
Выделим объём V0пласта,Vож- объём жидкости, насыщающий этот пласт при наличии Р0, ΔРз- изменение упругого запаса жидкости внутри объёма пластаV0при уменьшении давления Δр, βж- коэффициент сжимаемости жидкости, с - скелета, породы :(1)
Начальный объём жидкости, насыщающий элементарный объём пласта V0, равный полному объёму пор в этом элементе:
, (2), где m -пористость пласта. Из (1) с учётом (2) получим:
или 
,
где 
βж- коэффициент упругоёмкости пласта, который численно равен изменению упругого запаса жидкости в единицу объёма пласта при изменении пластового давления в нём за единицу.
Теорию упругого режима используют в следующих задачах:
1) Определение давления на забое скважины в результате её пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта.
2) Метод определения параметров пласта по кривым восстановления давления в остановленных скважинах (метод КВД):
Упругий
режим:
где Et - интегральная функция,Rк- радиус контура влияния,
χ(пси) - коэффициент пьезопроводности пласта
9. Исследование скважин при неустановившихся режимах фильтрации, метод касательной, метод Хорнера.
Метод
касательной:
,
то 
,
Логарифмируем:
Следовательно
получаем:
(линию)
Строим касательную к кривой восстановления давления
Метод Хорнера: Метод разработан, когда скважины работают до остановки в течении времени Т, которое соизмеримо времени восстановления давления t.
Исходное уравнение: или
Это
уравнение позволяет определить
гидропроводность по КВД, перестроенный
в координатах Рс(t)
и 
.
При длительном восстановлении р, когда
t
> T
выражение 
стремиться к нулю.
Типовая
КВД Хорнера:
,
Это уравнение прямой линии, где i – угловой коэффициент кривой,
- полулогарифмические координаты
Пластовое
давление определяется в точке 
0.
Гидропроводность
Тогда
график преображается в удобный: 
Порядок расчёта:
1) строится КВД,
2) выбирается прямой участок,
3) определяется tg α,
4) находим гидропроводность kh/µ,
5) находим проницаемость,
6) находим депрессию на пласт Δр,
7) находим коэффициент продуктивности скважины.