17. Типы несовершенства скважин.

Несовершенные скважины бывают 3 видов:

- скважина с открытым забоем, частично вскрывающая пласт – несовершенная скважина по степени вскрытия;

- скважина с перфорированным забоем и вскрывающая пласт на полную толщину – несовершенная скважина по характеру вскрытия;

- скважина, перфорированная не на всю толщину пласта и вскрывающая его частично – несовершенная по степени и характеру вскрытия (двойной вид несовершенства).

18. Приведенный радиус скважины.

Приведенным радиусом наз-ся радиус такой фиктивной совершенной скважины, дебит которой, при прочих равных условиях, равен дебиту реальной гидродинамически несовершенной скважины.

19. Исследование скважин при установившихся режимах.

Метод установившихся отборов заключается в изменении режима работы, т.е. изменение забойного давления и опр-ие соответствующих установившихся дебитов нефти, воды, газа и выноса песка.

Время перераспределения давления по всему пласту после изменения режима работы скважины зависит от:

1. размеров пласта

2. расстояние до контура области питания

3. степени снижения пластового давления

4. проницаемости пород

5. вязкости нефти

6. наличие или отсутствие газа в пласте.

При работе скважины зона снижения давления непосредственно у скважины мала, и при изменении давления восстановление давления происходит от нескольких часов до нескольких суток. Кроме того скважины оказывают взаимное влияние друг на друга и при проведении исследований на скважине нельзя изменить режим работы соседних скважин, работающих на тот же пласт.

20. Индикаторные линии и коэффициент продуктивности.

Коэффициент продуктивности k – показывает на какую величину возрастает дебит скважины при изменении давления на 0,1 МПа.

При высоких значениях k незначительное изменение Δp приводит к значительному увеличению дебита.

В общем виде Q=k(Δp)ⁿ

для газа

Возможно одновременное существование в одной скважине нескольких режимов.

21. Общее уравнение притока жидкости и газа к скважине.

При малых скорости фильтрации ϑ силы инерции малы и потери давления определяются только силами трения, т.е. первым слагаемым. При больших скоростях фильтрации силы инерции превалируют (преобладают). Скорость фильтрации пропорциональна дебиту и тогда можно записать:

для жидкости:

для газа:

А=1/к.

22. Исследование скважин при неустановившемся режиме. Обработка квд.

Сущность метода – изменение режима работы скважины и наблюдение за изменением забойного давления во времени.

Коэффициент упругости пласта

m – пористость

β_ж – коэффициент сжимаемости жидкости

β_пор – коэф. пористой среды.

β^* численно равен изменению упругого запаса жидкости в единицах объема пласта при изменении пластового давления на единицу.

Упругий запас залежи при падении давления на Δp - - это то кол-во жидкости, которое можно получить из пласта при изменении давления на Δp исключительно за счет упругих свойств пласта и жидкости.

Коэффициент пьезопроводности

характеризует темп перераспределения пластового давления в условиях упругого режима.

Восстановление давления на забое остановленной скважины, работавшей с постоянным дебитом, описывается следующей формулой:

Исследование скважин при неустановившемся режиме их работы дают возможность судить о параметрах нефтяных коллекторов на больших расстояниях от забоя. Сравнивая рез-ты исследований 2мя способами (при установившемся и неустановившемся режимах) можно судить о степени изменения состояния призабойной зоны пласта в результате, например, обработки скважины.