După cum sa arătat deja, în dezvoltarea rezervorului din rezervor, craterele de deprimare a presiunii sunt formate - comune în rezervor ca întreg și local în regiunea fiecărui godeu de producere și injecție.
Căderea de presiune corespunzătoare pâliei locale, așa cum este aplicată în puțul de producție, se numește depresiune de fund în fundul puțului, Dsrv, aplicată la gura de injecție, Ca termen general (pentru fântâni de producere și injecție), termenul de scădere a presiunii în puț este cel mai adesea folosit.
Într-o presiune gaura fundului de sondă care produc DRzab.d mai mică decât valoarea actuală DRpl.tek depresiune presiune rezervor în puțul de injecție DRzab.n DRpl.tek mai mare suma represiune. În consecință, căderile de presiune în fântânile de producție și injecție sunt determinate de expresii
Cu filtrarea fluidelor stabilită, depresiunea din partea inferioară a puțului de producție și represiunea din partea inferioară a puțului de injecție sunt în conexiune directă, respectiv, cu rata de lichid qj și cu injectabilitatea W:
În cazul în care R „și R„este un coeficient de eficiență și coeficientul de injectivitate, exprimat respectiv (t / d) / 0,1 MPa, și (m 3 / d) / 0,1 MPa și care caracterizează modificarea debitului și a capacității de injecție pentru fiecare schimbare unitate în foraj pierderi de presiune în puț, coeficienții K 'și K " pentru același puț, au de obicei valori diferite. Prin urmare, pentru un puț care a dat mai întâi ulei și apoi a fost transferat pentru a injecta apă pentru a îmbunătăți sistemul de impact, acești coeficienți ar trebui să fie determinați independent în timpul producției de ulei și atunci când se injectează un agent de lucru.
Debitul puțului de puț de sondă qj și injectabilitatea sondei W la filtrarea lichidelor la starea de echilibru se determină prin ecuațiile:
unde kpr este permeabilitatea formării; h este grosimea formării; DРскв.д (н) = Рпл-Рзаб în puțul de producție (injecție); Rc este raza găurii convenționale: rpr este raza redusă a godeului; și m, respectiv, viscozitatea uleiului și a apei.
Raza circuitului convențional de sondă este luată egală cu jumătate din distanța dintre godeuri.
puțuri RPR rază redusă - perfectă puțuri de rază noțional primit ca reală calitate imperfect echivalentă foraj și gradul de deschidere a rezervorului, dar având aceeași rată de curgere și depresie.
Respectiv. coeficienții de productivitate și de injectare reprezintă caracteristicile complexe ale capacităților de producție și, respectiv, injectabilitatea sondei.
În practică, coeficientul de productivitate (injectabilitate) este determinat prin studierea fântânii prin metoda eșantionării la starea de echilibru. Metoda se bazează pe măsurarea debitului și a presiunii de fund în mai multe moduri de funcționare stabilizate ale puțului. Rezultatele obținute sunt exprimate sub forma unei relații între rata de producție și depresiunea din fundul sondei (diagrama indicator) (figura 86). În timpul filtrării cu lichide, liniile indicatorilor sunt de obicei drepte de-a lungul întregii lungimi sau în secțiunea inițială.
Fig. 86. Diagrame indicator de producție (a) și injecție (b) godeuri:
q "este rata de producție a puțurilor de petrol; W - injectivitatea fântânilor; Dr - Depresie (represiune) la fundul puțului
În cazul fântânilor de producție cu rate de producție ridicate, acestea pot fi îndoite ca urmare a încălcării legii de filtrare liniară în apropierea puțului, o scădere a permeabilității datorită închiderii fisurilor cu o scădere semnificativă a presiunii de fund. La fântânile de injecție, principalul motiv pentru curbarea liniilor indicator este deschiderea microfracturilor în formație, pe măsură ce crește presiunea de fund.
Ecuația liniei de indicatoare rectilinie a puțului de țiței producătoare are forma
Cu caracterul rectiliniu al curbei indicatorului, coeficientul K '(K ") rămâne constant în domeniul regimurilor studiate și este numeric egal cu tangenta unghiului dintre curbă și axa diferenței de presiune.
Pe secțiunea curbă a curbei indicatorului, factorul de productivitate (pick-up) este variabil și pentru fiecare punct al curbei este definit ca raportul debitului (injectabilitate) la căderea de presiune corespunzătoare. Valoarea factorului de productivitate (injectabilitate) este utilizată pentru a prezice rata de producție a puțurilor (injectabilitate) sub presiuni care sunt permise în condițiile geologice și tehnice luate în considerare.
Practica geologică din puțul de foraj folosesc adesea rată specifică de productivitate (preluare) coude valoare ce caracterizează indicele de productivitate (preluare) K „(K“), care rulează la 1 m grosime a stratului h:
Acest indicator este utilizat pentru a justifica valorile condiționale ale parametrilor rezervor productivi atunci când se compară caracteristicile de filtrare ale straturilor de grosimi diferite și în alte cazuri.
Rata de producție a gazului qg într-un puț cu filtrare constantă este direct proporțională cu diferența dintre pătratele valorilor presiunii P 2 pl - P 2 bar
Spre deosebire de debitul de ulei Ecuația a găurii de sondă în fracția de gaz ecuația de admisie în partea sa dreaptă nu este coeficientul de eficiență, deoarece datorită neliniarității debitului de filtrare a gazului este proporțională nu depresia sa, și o anumită funcție neliniară a presiunii. Acest factor de proporționalitate poate fi determinată cu linia indicatoare construită în Qg și coordonatele (P 2 pl.tek - Zab P 2) / Qg (Figura 87.). Ecuația liniei indicatoare are forma
unde A și B sunt coeficienți de rezistență la filtrare, în funcție de parametrii formării în zona de fund a fundului (A) și de proiectarea puțului (B).
Coeficientul A este numeric egal cu valoarea (P 2 pl. Tem - P 2 sb) / qr la intersecția liniei de indicator cu axa de ordonare. Fracțiunea din partea dreaptă a ecuației corespunde cu 1 / A, adică
Conform testelor de sondaj (folosind metoda eșantionării la starea de echilibru), se estimează caracteristica principală de filtrare a formării - coeficientul de permeabilitate. precum și caracteristicile complexe ale rezervoarelor. luând în considerare, în același timp, două sau trei proprietăți de bază ale rezervoarelor care afectează dezvoltarea depozitelor.
Cele mai utilizate caracteristici complexe ale rezervoarelor sunt prezentate mai jos.