Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ и обобщение теоретического и промыслового материала по повышению эффективности нефтеизвлечения за счет проведения геолого-технических мероприятий в области заканчивания скважин, МУН, ОПЗ и ВИР 7
1.1 Анализ и обобщение процедур проектирования технологических процессов МУН, ОПЗ и ВИР, нашедших практическую реализацию на нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть» 7
1.2 Характеристика влияния конструкции скважины на эффективность гидродинамического сообщения с продуктивным пластом 14
2 Определение совокупного влияния фильтрационных сопротивлений основных элементов системы «пласт — обсаженная скважина» на характер сообщения продуктивного пласта и скважины 19
2.1 Краткая характеристика закономерности распределения энергетического потенциала гидродинамической системы «пласт —обсаженная скважина» 19
2.2 Классификация причин потерь давления на преодоление фильтрационных сопротивлений и порядок оценки эффективности гидродинамической связи продуктивного пласта и скважины 21
2.3 Характер изменения распределения давления в продуктивном пласте из-за влияния зоны с измененной проницаемостью 22
2.4 Оценка эффективности гидродинамической связи продуктивного пласта с зоной скин-эффекта и обсаженной скважины 25
2.5 Количественная оценка влияния эрозионных процессов на изменение радиальных размеров скважины 26
2.6 Оценка текущих радиальных размеров скважины по ее приведенному радиусу 29
2.7 Краткая характеристика модели реального сообщения продуктивного пласта со скважиной и вывод формулы для объемного расхода жидкости через эксплуатационный забой скважины 34
2.8 Уточнение решения задачи о притоке пластовой жидкости к скважине с учетом влияния дополнительных фильтрационных сопротивлений эксплуатационного забоя скважины 37
2.9 Основные результаты моделирования процессов перфорации обсадной колонны при заканчивании скважин для сопоставительной оценки с промысловыми данными 39
2.10 Определение влияния состояния эксплуатационного забоя скважины на ее дебит 43
2.11 Анализ результатов перфорационных работ при стимуляции скважин в ОАО «Татнефть» 49
2.12 Основные направления в технической политике по регулированию гидродинамического сообщения продуктивного пласта и скважины 53
3 Обоснование и разработка методики проектирования технологического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта 54
3.1 Определение взаимосвязи радиуса произвольно выбранной изобары с радиусами внутреннего и внешнего контуров элемента разработки... 55
3.2 Уточнение формул для выражения факторов фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне продуктивного пласта 57
3.3 Уточнение формулы для коэффициента изменения дебита скважины . 58
3.4 Прогнозная оценка отклика продуктивного пласта на технологическое воздействие с целью изменения проницаемости 60
3.5 Прогнозная оценка отклика продуктивного пласта на технологическое воздействие с целью изменения вязкости 65
3.6 Пределы увеличения дебита нефти от реализации гидроразрыва продуктивных пластов (на примере ОАО «Татнефть») 69
3.7 Определение взаимосвязи доли перепада давления и объема порового пространства элемента разработки 77
3.8 Определение взаимосвязи доли перепада давления с затратами на реализацию технологического воздействия на примере солянокислотнои обработки продуктивного пласта 79
3.9 Определение текущих радиальных размеров элемента разработки по данным гидродинамических исследований скважин 81
3.10 Определение объема жидкости продавки при технологическом воздействии на призабойную зону продуктивного пласта 89
3.11 Основные этапы единой методики проектирования технологического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта 92
4 Примеры конкретного применения методики проектирования технологического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта 93
4.1 Определение и оценка влияния возможностей методики на формирование технологической эффективности от реализации технологических процессов целевого назначения 93
4.2 Основные показатели технологической эффективности от реализации технологических процессов, объемы технологических растворов в которых определены по предлагаемой методике 97
Основные выводы и рекомендации 99
Список использованных источников 101
- Анализ и обобщение процедур проектирования технологических процессов МУН, ОПЗ и ВИР, нашедших практическую реализацию на нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть»
- Характер изменения распределения давления в продуктивном пласте из-за влияния зоны с измененной проницаемостью
- Уточнение формулы для коэффициента изменения дебита скважины
- Определение и оценка влияния возможностей методики на формирование технологической эффективности от реализации технологических процессов целевого назначения
Введение к работе
Процесс разработки нефтяных месторождений предусматривает планирование и реализацию работ оптимизационного характера с фондом скважин. Ежегодные объемы внедрения технологий воздействия на продуктивный пласт различного целевого назначения на месторождениях ОАО «Татнефть» включают в себя несколько тысяч геолого—технических мероприятий, направленных на решение задач увеличения нефтеотдачи пластов, стимуляции скважин и водоизоляционных работ.
Большой вклад в развитие техники и технологий, направленных на повышение эффективности регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, внесли Басниев К.С., Вахитов Г.Г., Габдуллин Р.Г., Глумов И.Ф., Дияшев Р.Н., Желтов Ю.П., Ибатуллин P.P., Кочина И.Н., Кристиан М., Маскет М., Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Муслимов Р.Х., Сургучев М.Л., Сучков Б.М., Тронов В.П., Фазлыев Р.Т., Хисамов Р.С., Хисамутдинов Н.И, Чарный И.А., Шагиев Р.Г., Щелкачев В.Н. и др.
Любой технологический процесс реализуется через скважину, гидродинамически связанную с объектом воздействия - продуктивным пластом, и, в зависимости от целевого назначения и потенциала воздействия, направлен на соответствующее изменение текущего его состояния. Степень изменения текущего состояния системы «пласт-скважина» в полной мере зависит от потенциальных возможностей технологического процесса к преобразованию проницаемости породы или вязкости пластового флюида в прискважинной зоне продуктивного пласта за счет различных физико-химических эффектов.
Очевидно, что многообразие геологических условий залегания продуктивных пластов и физико-химических свойств пластовых жидкостей обуславливает возникновение ряда трудностей объективного и субъективного характера при реализации работ по планированию технологических процессов, преодоление которых приводит к неоправданному многообразию подходов к
проектированию технологических воздействий целевого назначения на продуктивный пласт.
Одним из направлений повышения эффективности нефтеизвлечения является совершенствование проектирования технологий стимуляции скважин, водоизоляционных работ и увеличения нефтеотдачи пластов, которое может привести к росту успешности промысловых работ при расширении масштабов внедрения.
Цель диссертационной работы.
Повышение эффективности нефтеизвлечения на основе
совершенствования методики проектирования технологий стимуляции скважин, водоизоляционных работ и увеличения нефтеотдачи пластов.
Задачи исследований.
1. Анализ и обобщение процедур проектирования технологических
процессов в области увеличения нефтеотдачи пластов, стимуляции скважин и
водоизоляционных работ.
2. Уточнение влияния основных причин на эффективность
гидродинамического сообщения продуктивного пласта и обсаженной
скважины.
3. Обоснование и разработка алгоритма определения радиальных границ
в призабойной зоне продуктивного пласта для технологического воздействия.
Методы решения поставленных задач. Анализ и обобщение результатов теоретических исследований и промысловых работ с применением статистических методов обработки данных.
Анализ и обобщение процедур проектирования технологических процессов МУН, ОПЗ и ВИР, нашедших практическую реализацию на нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть»
Известно, что эффективная толщина пластов в скважинах с открытым забоем варьируется в пределах от 30 % до 80 % и, в среднем, составляет порядка 55 % от его геометрических размеров, определенных геофизическими исследованиями [4, 30]. В обсаженных скважинах работающий интервал перфорации, в среднем, составляет около 40 % при различной плотности перфорации (от одного отв./пог.м до 20 отв./пог.м).
Существенный вклад в многообразие подходов к проектированию технологического воздействия вносит, например, «объем химического реагента», приходящийся на один погонный метр продуктивного пласта. Отмечается крайне субъективный подход к определению величины этого объема, численное значение которой можно отнести к разряду произвольно выбираемой.
Очевидно, что удельный объем химического реагента несет в себе определение размеров воздействия в радиальном направлении от оси скважины. Однако, порядковые значения величин этого объема, присущие практически для всех технологических процессов, несмотря на их целевую направленность, свидетельствуют о том, что не соблюдается оптимальное соответствие потенциала технологического воздействия (величина остаточного фактора сопротивления) и размеров зоны воздействия.
Любое технологическое воздействие направлено на целевое изменение текущего состояния продуктивного пласта [19, 27, 33, 34, 35, 61, 65, 69, 75, 77, 81, 87, 109, 114-116], а степень его результативности оценивают по эффективности отклика в целом гидродинамической системы «пласт -скважина», т.е. степени изменения дебита нефти или воды.
На формирование и текущее состояние гидродинамического сообщения обсаженной скважины с продуктивным пластом оказывают влияние конструкция эксплуатационного забоя скважины, методы и способы, применяющиеся при вскрытии пласта, технологические процессы возбуждения притоков, установленные режимы работы скважин и, наконец, обработка пласта. Обработкой пласта квалифицированными технологическими методами можно внести коренные изменения в процессы фильтрации нефти в пласте, в первую очередь, воздействием на породу в окрестностях эксплуатационного забоя скважины.
Практика показывает, что при строительстве скважин формируется гидродинамическая система "пласт-скважина", состоящая из следующих обязательных основных элементов: обсадная труба с перфорационными отверстиями, цементное кольцо, глинистая корка, зона пористой среды, закольматированная глинистыми частицами, зона пористой среды с фильтратом бурового раствора и далее, непосредственно, естественная пористая среда продуктивного пласта. Каждый из основных элементов системы характеризуется сложнейшим строением с присущей только ему реакцией на внешнее воздействие и с течением времени претерпевает соответствующие изменения [2, 8, 13, 25, 26, 28, 37, 40, 45, 49, 50, 62, 63, 64, 66, 72, 73, 74, 80, 83, 84, 98].
Основной вклад в исследование и успешное решение научно-технических проблем заканчивания скважин внесли институты ТатНИПИнефть, БашНИПИнефть, ВНИИКРнефть, ВНИИнефть, ВНИИБТ, Азинефтехим им. М.М.Азизбекова, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина и др.
Цементное кольцо при динамических нагрузках нарушает свою целостность и герметичность. Например, низкая адгезия с обсадной трубой и отсутствие непосредственного контакта с пористой средой из-за глинистой корки обуславливает формирование пустот, заполненных пластовой жидкостью и т.д. При освоении и последующей эксплуатации скважины происходит постепенный размыв глинистой корки с образованием кольцевого канала со значительной пропускной способностью. Во время бурения скважины в пористую среду продуктивного пласта проникают твердые частицы глинистого раствора до глубины от 3 мм до 50 мм в зависимости от проницаемости пористой среды, при этом естественная проницаемость может снижаться до 80 %. Фильтрат глинистого раствора проникает в пористую среду значительно глубже, и глубина проникновения может составить до 5-10 м, что дополнительно оказывает влияние на снижение естественной проницаемости продуктивного пласта.
По данным различных авторов при освоении скважины с течением времени происходит частичная или полная очистка пористой среды от твердых частиц и фильтрата глинистого раствора.
Создание устойчивой гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом - важнейший этап не только заканчивания скважины, но и всего комплекса работ по ее сооружению, хотя по стоимости составляет всего лишь 1-1,5 % от них. В настоящее время известны несколько способов вторичного вскрытия продуктивного пласта для обеспечения гидродинамической связи обсаженной скважины с продуктивным пластом: пулевая и кумулятивная перфорация, торпедирование, гидропескоструйная перфорация, различные виды механической перфорации - сверление и протыкание обсадной трубы, их совмещение с физическим воздействием (депрессия и имплозия) и др. Однако наибольшее распространение имеет кумулятивная перфорация, на долю которой из общего объема вторичного вскрытия продуктивных пластов приходится до 90 % объема применения.
Взрыв при перфорации [55], как и всякий взрыв, сопровождается резким повышением давления в скважине, что создает ударные нагрузки на колонну труб и цементное кольцо. Создаваемое при перфорации давление 59,7-91,4 МПа значительно превышает допустимое (34,0-47,0 МПа). Результаты исследований толщиномером, калибромером и акустическим цементомером не оставляют сомнений в том, что эксплуатационная колонна совместно с цементным камнем при перфорации подвергаются значительной деформации, причем не только в интервале перфорации, но и в 10-15 м от перфорированной зоны [17].
Исследования по определению давления гидропрорыва на контакте «порода - глинистая корка - цементный камень» и на контакте «порода -цементный камень» показали, что прорыв жидкости происходит в том и другом случае, причем наличие глинистой корки на поверхности породы в десятки раз снижает давление гидропрорыва.
Опытно-промышленными работами по локальному увеличению механическим путем наружного радиуса обсадной колонны ниже интервала перфорации подтвержден факт наличия кольцевого зазора, образующегося от размыва глинистой корки и кусочно-блочного состояния цементного кольца в заколонном пространстве.
Характер изменения распределения давления в продуктивном пласте из-за влияния зоны с измененной проницаемостью
Исследованиями ряда авторов показано, что на совершенство скважин по характеру вскрытия влияет ряд других, не учитываемых формулой (2.7) факторов.
Свидетельством этого является работа И.Н.Гайворонского и А.А.Мордвинова [18], посвященная исследованию гидродинамического совершенства скважин методами математической статистики. В результате обработки большого промыслового материала по различным нефтедобывающим районам были определены значения со, которые изменяются от 0,04 до 1,3.
Авторами установлено, что дебит средней скважины составляет только 60 % ее дебита при открытом забое и естественном состоянии призабойной зоны пласта, а увеличение плотности перфорации не приводит к значительному повышению О). Кроме того, ими определена существенная корреляционная взаимосвязь коэффициента гидродинамического совершенства скважины с величиной подводимой депрессии на систему «скважина — пласт» (соответствие с формулой (2.13)). Также в этой работе выявлена значимая обратно пропорциональная взаимосвязь коэффициента совершенства скважины с проницаемостью продуктивного пласта - установлено, что при увеличении проницаемости продуктивного пласта коэффициент совершенства при всех прочих равных условиях уменьшается (соответствие с формулой (2.14)). Технологические процессы (РД 39-2-1041-84 "Комплексная технология разобщения и вскрытия пластов без перфораторов", РД 39-03-1157-84 "Технология бесперфораторного вскрытия и изоляции пластов при заканчивании скважин"), которые реализованы при строительстве сотен скважин, формировали эффективную гидродинамическую связь с продуктивным пластом через отверстия диаметром 12-16 мм в обсадной колонне с нулевой протяженностью каналов для тока жидкости в продуктивном пласте [54, 126, 127]. Впервые в скважинных условиях способ бесперфораторного вскрытия пластов был применен в скв. № 19516, которая вскрыла нефтеносный пласт в интервале 1778,6-1782,5 м, водоносный пласт в интервале 1793,8-1798 м. Фильтр, изготовленный из обсадной трубы, длиной 3 м и диаметром 168x8 мм с предварительно просверленными по длине трубы через каждые 50 см отверстиями, заблокированными винтами Ml6X1 из магниевого сплава, был установлен в интервале нефтеносного пласта. Эксплуатационную колонну зацементировали с подъемом цементного раствора до устья. После ОЗЦ, опрессовки колонны и проведения исследований АКЦ по колонне НКТ закачали 1,5 м технической соляной кислоты 24 %-ной концентрации и установили кислотную ванну в интервале расположения фильтра на 60 минут. Затем в результате создания избыточного давления в колонне порядка 7,0 МПа разрушили цементный камень против образовавшихся в фильтре отверстий. Для контроля качества бесперфораторного вскрытия пластов в скв. № 7129, 26121 и 26298 через 12 месяцев провели операции по повторной перфорации фильтров перфоратором ПК-103 с плотностью 20 отверстий на один погонный метр. Результаты гидродинамических исследований до и после повторной перфорации свидетельствуют о том, что продуктивность скважин, гидропроводность продуктивного пласта и приведенный радиус остались неизменными. Таким образом, промысловые данные свидетельствуют о том, что принятая модель взаимосвязи продуктивного пласта со скважиной и ее аналитическое описание достаточно объективно отражают реальные ситуации в гидродинамической системе «пласт-скважина». 2.10 Определение влияния состояния эксплуатационного забоя скважины на ее дебит Оценим возможные потери в эффекте от технологического воздействия на продуктивный пласт, в случае если результатом работ является увеличение продуктивности элемента разработки при неизменной пропускной способности эксплуатационного забоя скважины. Для этого сначала, в общем виде, определим характер взаимосвязи динамики роста продуктивности и соответствующего увеличения пропускной способности эксплуатационного забоя скважины, необходимой для обеспечения минимальных потерь в дебите скважины. Взаимосвязь коэффициента продуктивности пласта, площади каналов для тока жидкости в эксплуатационном забое и коэффициента изменения дебита скважины описывается формулой: со = и принимая, что при выполнении со = 0,95 обеспечивается практически полное соответствие пропускных способностей породы продуктивного пласта и эксплуатационного забоя скважины, получаем формулу для определения максимальной площади каналов для тока жидкости в зависимости от текущей продуктивности пласта: Расчеты по оценке влияния динамики роста продуктивности на характер изменения пропускной способности эксплуатационного забоя скважины осуществлены по формуле: и результаты расчетов приведены на рисунке 2.11, согласно которым можно сделать вывод о том, что при планировании работ по ОПЗ продуктивного пласта необходимо всегда принимать во внимание, что без сопутствующих работ по увеличению пропускной способности эксплуатационного забоя скважины просто невозможно достигнуть минимизации потерь в дебите скважины.
Уточнение формулы для коэффициента изменения дебита скважины
Очевидно, что при существующей технике и технологии ОПЗ продуктивного пласта наиболее вероятным может быть увеличение дебита скважин, максимум, в 1,5-2,0 раза.
Таким образом, чтобы достигнуть увеличения дебита в два раза, необходимо осуществить такое технологическое воздействие, конечный результат которого эквивалентен работе гипотетической скважины с радиусом, определяемым а = 1/2. Представляет определенный интерес приведение численных значений радиусов опорных давлений на примере величин гс и RK, характерных для Ромашкинского месторождения. При гс = 0,11 м и #,,=300 м одна треть перепада давления теряется до 1,54 м, половина - до 5,74 м, две трети - до 21,47 м, а 95 % перепада давления теряется до 202 м.
Следует отметить, что, если реализовать технологическое воздействие в кольцевой зоне продуктивного пласта, определяемой долей перепада давления, равной 1/2, с потенциалом воздействия, например, по увеличению проницаемости в 10 раз и полным удалением породы (условие k0/ks -+ 0) в этой зоне, то разница в эффекте будет незначительной, а именно, будет отличаться только на 10 %.
На рисунке 3.5 приведена графическая иллюстрация результатов расчета численных значений коэффициента изменения дебита, которые возможно достигнуть в результате технологического воздействия на пласт с целью уменьшения проницаемости.
Характер поведения кривых свидетельствует, что в первом приближении их можно подразделить на две группы по величине темпа снижения дебита в зависимости от параметра а. Так, при соотношении проницаемостей k0/ks 20 отсутствует целесообразность изменения проницаемости за пределами кольцевой зоны, в которой происходит потеря от 1/3 до 1/2 общего перепада давления. При соотношении проницаемостей k0/ks 20 нет необходимости изменять проницаемость за пределами кольцевой зоны, в которой происходит потеря до 2/3 общего перепада давления.
Очевидно, что в зависимости от потенциала воздействия (численное значение отношения k0/ks) все технологические процессы, направленные на блокирование движения воды в призабойной зоне продуктивного пласта, можно подразделить на малообъемные (изоляция воды .в добывающих скважинах) и объемные (выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах и перераспределение фильтрационных потоков в продуктивном пласте).
Известно, что для реализации химических МУН применяются, в основном, водные растворы полимеров в чистом виде или с различными добавками для повышения эффективности полимерного воздействия. Для полимерного воздействия характерно неполное заполнение пористой среды полимерным материалом, что предопределяет достаточно низкие значения остаточного фактора сопротивления.
Однако, каким бы низким не было значение остаточного фактора сопротивления (k0/ks = 5-И0), в любом случае можно достигнуть определенного эффекта от проведения изоляционных работ, но только в зоне действия 2/3 перепада давления. Дальнейшее распространение технологического воздействия в радиальном направлении не может привести к существенному приросту эффекта при очень сильном росте затрат на реализацию воздействия.
Очевидно, что, независимо от потенциальных возможностей технологических растворов к снижению проницаемости, существует зона, размеры которой ограничены определенной величиной доли перепада давления и за пределами которой темп снижения коэффициента изменения дебита скважины резко замедляется при значительном увеличении объема воздействия. Кроме того, чем больше влияние технологического воздействия на снижение проницаемости, тем сильнее проявляется негативная динамика условного показателя эффективности - соотношения коэффициента изменения дебита скважины и объема воздействия.
Детальный анализ возможных вариантов свидетельствует, что при минимальных потенциальных возможностях технологических растворов к снижению проницаемости единственным результатом расширения зоны воздействия за пределы определенной зоны может быть уменьшение дебита только на единицы процентов (рисунок 3.6).
Так, если принять за условную единицу результат от технологического воздействия с потенциалом уменьшения в пять раз проницаемости в прискважинной зоне продуктивного пласта, ограниченной долей перепада давления а - 0,65, то дальнейшее расширение зоны воздействия, например до а = 0,85, может привести к снижению дебита скважины всего на 5 % при увеличении объема воздействия в 24 раза. Иными словами, от закачки 222 м3 технологического раствора, снижающего проницаемость водоносной части продуктивного пласта в пять раз, достигается снижение дебита воды в 3,75 раз. Для того, чтобы увеличить эффективность воздействия только на 5 % необходимо дополнительно закачать 5261,4 м того же технологического раствора.
Таким образом, при проектировании технологического воздействия на продуктивный пласт, направленного на снижение его проницаемости, необходимо стремиться к выполнению оптимального соотношения между коэффициентом изменения дебита скважины и объемом воздействия, причем при любых потенциальных возможностях технологического воздействия к снижению проницаемости расширение зоны воздействия за пределы зоны, определяемой а = 2/3, не является рациональным.
Определение и оценка влияния возможностей методики на формирование технологической эффективности от реализации технологических процессов целевого назначения
Очевидно, что даже небольшая ошибка в определении уклона прямолинейного участка приводит к значительным ошибкам в оценке скин-эффекта.
Определение же скин-эффекта требует привлечения данных о скважине, пласте и свойствах флюида (радиус скважины, эффективная толщина, пористость, сжимаемость, желательно независимая оценка пьезопроводности по данным гидропрослушивания). Низкая достоверность этих данных может негативно повлиять на результат расчёта скин-эффекта. Зато физический смысл скин-эффекта гораздо понятнее, по нему судят о степени изменения фильтрационных свойств ПЗП и потерях депрессии на преодоление дополнительного фильтрационного сопротивления.
При интерпретации КВД общепринято использовать радиус скважины по долоту. Действительно, в таком случае величина рассчитанного скин-эффекта будет отражать совокупные потери депрессии в призабойной зоне, вызванные различными факторами: несовершенством скважины, изменением проницаемости ПЗП, разгазированием (многофазная фильтрация), отклонениями от линейного закона фильтрации Дарси (турбулентное течение), инерционным (ускорение потока при течении к скважине) и другими факторами. Раздельный анализ этих факторов - сложная задача. Поэтому традиционная интерпретация КВД ограничивается определением совокупного скин-эффекта S.
Определение скин-эффекта требует привлечения данных о скважине, пласте и свойствах флюида (радиус скважины, эффективная толщина, пористость, сжимаемость, желательно независимая оценка пьезопроводности по данным гидропрослушивания). Низкая достоверность этих данных может негативно повлиять на результат расчёта скин-эффекта.
Таким образом, по данным ГДИ можно выделить только какой-то участок КВД-КПД, соответствующий так называемой «удаленной зоне продуктивного пласта», в результате интерпретации которого получают численное значение гидропроводности, являющееся основой для определения расчетным путем всех остальных гидродинамических параметров продуктивного пласта.
По этому участку осуществляют целевое моделирование характера распределения давления в продуктивном пласте от скважины нулевого радиуса до внешнего контура питания и выделяют в нем фрагмент, соответствующий перепаду между забойным и пластовым давлениями для обеспечения возможности сопоставления с фактическими данными. При этом любое отклонение фактической КВД от модельной кривой соответствующим образом интерпретируется для выявления и определения каких-либо изменений в текущем состоянии продуктивного пласта относительно его состояния, которое характеризуется гидропроводностью «удаленной зоны», радиусом внутреннего контура, равного радиусу скважины по долоту, и радиусом внешнего контура, определяемого по времени восстановления давления до пластового давления (базовое состояние).
Основной задачей любых методов интерпретации фактических КВД-КПД является выделение и формирование такой модели продуктивного пласта, геометрические размеры и гидродинамические параметры которой определяют ее в качестве гидродинамического эквивалента базовому состоянию продуктивного пласта.
Для текущего состояния продуктивного пласта крайне неопределенной является величина давления на его внутреннем контуре, а именно, на стенке скважины в случае, если скважина обустроена эксплуатационной колонной и перфорирована в интервале продуктивного пласта. Давление на стенке скважины не может быть равным забойному давлению в обсадной колонне и, очевидно, не может быть замерено или определено каким-либо известным методом расчета распределения давления в скважине.
В таблице 3.11 приведены параметры пластовой системы на момент начала интерпретации результатов ГДИ. Следует отметить, что РППФРС и кП1СФкЭФ, поэтому применение их величин в алгоритмах расчета обязательно приводит к искажению, причем значительному, численных значений гидродинамических параметров продуктивного пласта.
Предложен метод интерпретации кривых восстановления забойных давлений (КВД) в полулогарифмических координатах, который позволяет оперативно получить гидродинамический эквивалент текущего состояния элемента разработки. Метод основан на целевой экстраполяции прямой линии КВД до точки с координатами, определяющими специально заданную пропорциональность восстановления давления во времени - до одной секунды величина прироста давления равна половине величины прироста давления после одной секунды.
