Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления

Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления

Реферат

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при испытании скважины на приемистость и проведении технологического воздействия на призабойную зону скважины. Задачей изобретения является увеличение числа измеряемых параметров и повышение точности определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта. Для этого на нагнетательной линии перед устьем скважины организуют измерительный участок длиной, позволяющей фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с минимальными гидравлическими сопротивлениями, в виде калиброванной трубы. На ней монтируют датчики расхода, датчик давления и дополнительно дифференциальный манометр с импульсными трубками, соединенными с началом и концом измерительного участка. Производят импульсную нестационарную закачку реагента. Замеряют на устье скважины давление закачки и расход реагента. Производят пересчет данных замеров на забойные условия. Определяют накопленный расход и работу, затрачиваемую на нестационарное течение в призабойной зоне пласта единицы расхода реагента. По этим показателям с учетом текущей проводимости пласта рассчитывают коэффициент скин-эффекта. Используют в качестве текущей проводимости величину, определенную по результатам кратковременного импульсного нестационарного испытания данной скважины на приемистость пластовой жидкостью. Изменяют режимы закачки реагента при достижении необходимых фильтрационных свойств призабойной зоны пласта, определенных по рассчитанному скин-эффекту. Определяют гидропроводность, пьезопроводность, радиус призабойной зоны и коэффициент скин-эффекта для каждого замера в условиях импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости во время каждого режима закачки. 2 с. и 3 з. п. ф-лы, 1 табл. , 7 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при испытании скважины на приемистость и проведении технологического воздействия на призабойную зону скважины.

Известен способ разработки продуктивного пласта, включающий импульсную нестационарную закачку пластовой жидкости, замеры на устье давления закачки и расхода жидкости, определение накопленного расхода и производной функции репрессии, характеризующей работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости, построение графика зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих искомую гидропроводность и выбор среди множества полученных кривых производной линии, ближе остальных отвечающей условию постоянства производной, соответствующей искомой гидропроводности пласта (Патент РФ 2151859, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 2000 г. ).

Известен способ эксплуатации скважины с одновременным определением параметров загрязненной призабойной зоны скважины, включающий импульсную нестационарную закачку пластовой жидкости со ступенчатыми изменениями расхода от минимальных до максимальных величин с задаваемым периодом, через каждые 560 с замер и регистрацию давления, плотности и расхода закачиваемой пластовой жидкости, пересчет данных на забойные условия, для каждого замера в условиях импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости во время каждого режима закачки определение функции репрессии, характеризующей нестационарное течение в призабойной зоне скважины на протяжении данного режима закачки жидкости, для каждого режима построение графика зависимости функции репрессии от логарифма времени закачки на данном режиме, на каждом из полученных графиков выделение начального наклонного прямолинейного участка, методом наименьших квадратов нахождение параметров выделенных прямолинейных участков, по которым определение гидропроводности и пьезопроводности загрязненной призабойной зоны, а также ее радиуса и коэффициента скин-эффекта (Патент РФ 2151858, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 2000 г. ).

Общим недостатком известных способов является малое число измеряемых параметров, низкая точность и эффективность определения забойного давления при закачке жидкостей со сложной реологией и трудности в определении потенциала скважины.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ эксплуатации скважины, в результате осуществления которого происходит определение характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, включающий импульсную нестационарную закачку реагента, на устье скважины замер давления закачки и расхода реагента, пересчет данных замеров на забойные условия, определение накопленного расхода и работы, затрачиваемой на нестационарное течение в призабойной зоне скважины единицы расхода реагента, по этим показателям с учетом текущей проводимости пласта рассчет коэффициента скин-эффекта, в качестве текущей проводимости использование величины, определенной по результатам кратковременного импульсного нестационарного испытания данной скважины на приемистость пластовой жидкостью, изменение режима закачки реагента при достижении необходимых фильтрационных свойств призабойной зоны скважины, определенных по скин-эффекту, рассчитанному по накопленному расходу и работе течения единицы расхода реагента в призабойной зоне скважины с учетом текущей проводимости пласта (Патент РФ 2151855, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 2000 г. - прототип).

Недостатком известного способа является малое число измеряемых параметров и невысокая точность определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта.

В изобретении решается задача увеличения числа измеряемых параметров и повышение точности определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта.

Задача решается тем, что в способе определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, включающем импульсную нестационарную закачку реагента, замер на устье скважины давления закачки и расхода реагента, пересчет данных замеров на забойные условия, определение накопленного расхода и работы, затрачиваемой на нестационарное течение в призабойной зоне скважины единицы расхода реагента, расчет коэффициента скин-эффекта по этим показателям с учетом текущей проводимости пласта, использование в качестве текущей проводимости величины, определенной по результатам кратковременного импульсного нестационарного испытания данной скважины на приемистость, изменение режима закачки реагента при достижении необходимых фильтрационных свойств призабойной зоны скважины, определенных по скин-эффекту, рассчитанному по накопленному расходу и работе течения единицы расхода реагента в призабойной зоне скважины с учетом текущей проводимости пласта, согласно изобретению, на нагнетательной линии перед устьем скважины организуют измерительный участок длиной, позволяющей фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с минимальными гидравлическими сопротивлениями, в виде калиброванной трубы, на которой монтируют датчики расхода, датчик давления и дополнительно дифференциальный манометр с импульсными трубками, соединенными с началом и концом измерительного участка, и производят замеры давления, расхода и перепада давлений при закачке рабочего агента в скважину.

Кроме того, для каждого замера в условиях импульсной нестационарной закачки жидкости во время каждого режима закачки определяют функцию репрессии, характеризующую нестационарное течение в призабойной зоне пласта на протяжении данного режима закачки жидкости, для каждого режима строят график зависимости функции репрессии от логарифма времени закачки на данном режиме, на каждом из полученных графиков выделяют начальный наклонный прямолинейный участок, методом наименьших квадратов находят параметры выделенных прямолинейных участков, по которым определяют гидропроводность и пьезопроводность загрязненной призабойной зоны, а также ее радиус и коэффициент скин-эффекта.

Дополнительно определяют накопленный расход и производную функции репрессии, характеризующей работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости, строят график зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих искомую гидропроводность продуктивного пласта, среди множества полученных кривых производной выбирают линию, ближе остальных отвечающую условию постоянства производной, по которой определяют гидропроводность продуктивного пласта.

Известно контролирующее устройство для газовой скважины. Устройство, устанавливаемое на устье газовой скважины для определения величины давления на забое скважины, содержит фиксированный измерительный комплекс. Последний имеет датчики для измерения давления и температуры газа, которые введены в газовый поток, идущий через устье скважины. Для систематического контроля за правильностью измерений, проведенных с помощью датчиков, измерительный блок содержит автоматическое устройство, обеспечивающее периодическое взятие проб из газового потока, идущего через устье скважины. С этим устройством технологически связан процессор, обеспечивающий вычисление величины давления газа на дне скважины, которые он производит на основании данных, полученных с помощью датчиков, установленных в газовом потоке, идущем через устье скважины. К процессору подсоединен блок памяти, обеспечивающий прием, запоминание и хранение данных о давлении и температуре газа, которые поступают в блок памяти процессора через заданные интервалы времени. К блоку памяти подключен дисплей, на экране которого демонстрируется цифровая информация о давлении и температуре в газовом потоке, идущем через устье скважины, а также информация о давлении газа на забое скважины (Патент США 4414846, кл. 37-151, опублик. 1983).

Известное устройство позволяет контролировать параметры среды, исходящей из скважины, и не способно контролировать параметры при закачке среды в скважину.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является для определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, включающее датчик давления и датчики расхода, подключенные к приспособлению для регистрации параметров среды. (А. С. СССР 1469110, кл. Е 21 В 47/00, опублик. 1989 г. ) Известное устройство позволяет замерять расход рабочего агента при закачке в скважину и определять направление его движения в скважине. Однако устройство не позволяет контролировать такие параметры, как давление и его изменение. Кроме того, устройство способно определять только параметры непосредственно в точке определения и не способно определять параметры на удалении, например, на забое скважины.

В изобретении решается задача увеличения числа измеряемых параметров и повышение точности определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта.

Задача решается тем, что устройство для определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, включающее датчик давления и датчики расхода, подключенные к приспособлению для регистрации параметров среды, снабжено дифференциальным манометром с импульсными трубками, вторичными блоками расходомеров и размещенными на нагнетательной линии перед устьем скважины измерительным участком, длиной, позволяющей фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с минимальными гидравлическими сопротивлениями, в виде калиброванной трубы, на которой смонтированы датчики расхода, дифференциальный манометр с импульсными трубками, соединенными с началом и концом измерительного участка, и датчик давления, а приспособление для регистрации параметров среды выполнено в виде выносного узла с размещенными в нем блоками искрозащиты и блока сбора информации, соединенного с компьютером, при этом выходы датчиков расхода через вторичные блоки расходомеров подключены к входам блока сбора информации, с другими входами которого через блоки искрозащиты выносного узла соединены выходы датчика давления и дифференциального манометра.

Кроме того, на измерительном участке дополнительно могут быть размещены датчики для определения плотности и температуры.

Сущность изобретения При испытании скважины на приемистость, определении потенциала скважины, определении параметров призабойной зоны, проведении технологического воздействия на призабойную зону и определении гидропроводности продуктивного пласта возникает необходимость оценки эффективности воздействия особенно при закачке жидкостей со сложной реологией - неньютоновских жидкостей. Неточная или несвоевременно полученная информация приводит к перерасходу реагентов или к недостижению задач обработки. Для этого необходим устьевой информационно-измерительный комплекс регистрации технологических показателей процесса воздействия на скважину, позволяющий контролировать параметры технологического воздействия, проводить оперативное вмешательство, а также исследовать состояние призабойной зоны скважины. В предложенном изобретении решаются данные задачи.

Предложенное устройство, представляющее собой информационно-измерительный комплекс, обеспечивает измерение необходимых параметров на устье скважины на нагнетательной линии при закачке рабочего агента в скважину.

Нагнетательную линию снабжают измерительным участком, представляющим собой калиброванную трубу, оснащенную дифференциальным манометром с импульсными трубками, соединенными с началом и концом участка, а также датчиками расхода и давления. Используют датчики с цифровым замером и регистрацией параметров. Для измерения и регистрации параметров среды используют выносной блок, блок сбора информации и компьютер. Измерительный участок выполняют длиной, позволяющей фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с минимальными гидравлическими сопротивлениями. При этом на данном участке заведомо возможно фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с большими гидравлическими сопротивлениями, например растворов полимеров, цементных растворов и пр. Длина измерительного участка определяется чувствительностью применяемых измерительных приборов и требуемой точностью измерений. На измерительном участке могут быть размещены прочие датчики, например, для определения плотности и температуры.

Посредством информационно-измерительного комплекса измеряют и регистрируют устьевое давление, потери давлений на измерительном участке и объемный расход нагнетаемой жидкости. Для каждого замера по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают забойное давление и прочие показатели с учетом искривления ствола скважины, реологии жидкости и ее нагрева, изменениями в этой связи гидростатического давления и потерь на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах. Рассматривают определение динамического забойного давления при закачке в насосно-компрессорные трубы в любой последовательности обычных ньютоновских жидкостей, а также полимерных, глинистых, цементных растворов и других неньютоновских жидкостей.

На фиг. 1 представлено устройство для определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта - информационно-измерительный комплекс.

Устройство включает измерительный участок 1 с датчиками расхода 2, датчиком давления 3, дифференциальным манометром 4 с импульсными трубками 5, 6, соединенными соответственно с началом и концом участка. Устройство соединено через нагнетательную линию 7 со скважиной 8. Измерительный участок 1 выполнен длиной, позволяющей фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с минимальными гидравлическими сопротивлениями.

На фиг. 2 представлена электрическая схема устройства для определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта.

Выходы датчика давления 3 и дифференциального манометра 4 соединены электрическими кабелями 9 и 10 с блоками искрозащиты 11 и 12, размещенными в выносном блоке 13, и далее с блоком сбора информации 14. Выходы датчиков расхода 2 соединены электрическими кабелями 15 и 16 с вторичными блоками расходомеров 17 и 18 и далее с блоком сбора информации 14. Блок сбора информации 14 соединен с компьютером 19.

Устройство работает следующим образом.

При нагнетании рабочего агента через измерительный участок 1 в скважину 8 аналоговые сигналы с датчика давления 3 и дифференциального манометра 4 посредством электрических кабелей 9 и 10 через блоки искрозащиты 11 и 12 поступают в выносной блок 13 и далее в блок сбора информации 14. В блоках искрозащиты 11 и 12 производится гальваническая развязка электрических цепей.

Частотные сигналы с датчиков расхода 2 посредством электрических кабелей 15 попадают на вторичные блоки расходомеров 17 и 18, откуда с помощью соединительных кабелей 16 поступают на вход соответствующих каналов блока сбора информации 14.

В блоке сбора информации 14 сигналы, поступающие на входы измерительных каналов, преобразуются в цифровую форму и передаются в компьютер 19, где с помощью программного обеспечения поступившая информация визуализируется и заносится в память компьютера 19.

При проведении технологической операции по воздействию на нефтяной пласт для интенсификации отбора или изоляции водопритока, выравнивания профиля притока или поглощения расход нагнетаемой рабочей жидкости остается относительно неизменным лишь в течение отдельных весьма коротких промежутков времени и изменяется в широких пределах в течение всей операции. В предложенном способе изначально закладывают режим импульсной нестационарной закачки реагента как наиболее общий и в наибольшей мере отвечающий условиям производства. Реализуемый в особых условиях на практике стационарный режим закачки реагента является частным случаем общего импульсного нестационарного режима. При этом справедливы все расчеты и выводы предлагаемого способа. Процесс импульсной нестационарной закачки реагента характеризуется значительными колебаниями расхода и давления с хаотичными изменениями величин по амплитуде и частоте. Расход может изменяться по амплитуде от 0,084 до 7,6 л/с, по частоте - от 0,002 до 0,02 Гц, при этом максимальный расход обеспечивает недопущение развития искусственной трещиноватости в призабойной зоне (максимально допустимое забойное давление в процессе закачки жидкости должно быть меньше давления раскрытия трещин в призабойной зоне скважины). Устьевое давление нагнетания может изменяться по амплитуде от 1 до 1015 МПа при той же частоте.

При проведении технологических операций на скважине посредством информационно-измерительного комплекса измеряют и регистрируют устьевое давление, плотность, потери давления на измерительном участке и объемный расход нагнетаемого реагента с интервалом в 560 с (т. е. с периодом опроса 560 с). Для каждого замера по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают забойное давление с учетом искривления ствола скважины, реологии жидкости и ее нагрева, изменениями в этой связи гидростатического давления и потерь на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах при закачке в насосно-компрессорные трубы обычных ньютоновских жидкостей, а также полимерных, глинистых, цементных растворов и других неньютоновских жидкостей. Забойное давление определяют в такой последовательности.

В процессе технологического воздействия в скважину закачивают последовательно несколько жидкостей, различных по физико-химическим свойствам.

На ^-M этапе будет закачана ^-Я жидкость (при ^=1;2 и т. д. в зависимости от числа жидкостей для закачки). Для каждого замера расхода нагнетаемой ^-Й жидкости Q(t) и перепада давления на измерительном участке P_ИЗМ(t) в реальном времени процесса рассчитывают вспомогательные параметры G, U: где Q(t)- расход ^-Й нагнетаемой жидкости в момент времени t после начала закачки, м³/сут; d_ИЗМ - внутренний диаметр измерительного участка, м; L_ИЗМ - длина измерительного участка (расстояние между осями импульсных трубок на измерительном участке), м; P_ИЗМ(t)- перепад давлений на измерительном участке (между осями импульсных трубок на измерительном участке) в момент времени t после начала закачки ^-Й жидкости, МПа; ^- порядковый номер нагнетаемой жидкости.

Размерности вспомогательных параметров G, U таковы: |G| = 1/сут; |U| = МПa. Величины вспомогательных параметров G и U, рассчитанные по формулам (1) для текущего момента t, наносят на график зависимости U= U(G). (2) На фиг. 3 представлен график зависимости вспомогательного параметра U от вспомогательного параметра G на примере закачке в скважину гелеобразующего состава: водного раствора сополимера "Комета" и смолы "ДЭГ", где по оси абсцисс отложены величины lgG, по оси ординат - величины lgU.

После получения первых 3040 значений U, G производят аппроксимацию полученного массива точек подбором функциональной зависимости U= U(G). В дальнейшем по мере поступления новых данных (значений U, G)) зависимость U= U(G) уточняют.

После установления функциональной зависимости (2) для каждого замера Q(t) расхода ^-Й жидкости в реальном времени процесса вычисляют вспомогательный параметр где d_НКТ - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м.

Размерность вспомогательного параметра: Принимая из функциональной зависимости U= U(G) определяют величину соответствующую величине Размерность вспомогательного параметра: Для каждого замера расхода Q(t) в реальном времени процесса рассчитывают коэффициент [(fluid),t] гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах ^-Й нагнетаемой жидкости: где вспомогательный параметр, определяемый выражением (5), МПа; d_НКТ - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м; _УСT(fluid)- плотность ^-Й нагнетаемой жидкости в устьевых условиях, кг/м³; Q(t)- расход ^-Й жидкости в момент времени t закачки, м³/сут; [(fluid),t]- коэффициент гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах ^-Й нагнетаемой жидкости, величина безразмерная.

Определенные из уравнения (6) значения коэффициента [(fluid),t] гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах ^-Й жидкости наносят на график зависимости [(fluid),t] от расхода ^-Й жидкости: [(fluid),t] = Ф(Q(t)). (7) На фиг. 4 представлен график зависимости коэффициента гидравлических сопротивлений в насосно-компрессорных трубах [(fluid),t] от расхода Q(t) гелеобразующего состава: водного раствора сополимера "Комета" и смолы "ДЭГ", где по оси абсцисс отложены величины lgQ(t), по оси ординат - величины lg[(fluid),t]. После получения первых 3040 точек [значений и Q(t)] производят аппроксимацию полученного массива подбором корреляционной зависимости [(fluid),t] = Ф(Q(t)). В дальнейшем по мере поступления новых данных [значений и Q(t)] зависимость (7) уточняют.

Для каждого замера расхода Q(t) по корреляционной зависимости [(fluid),t] = Ф(Q(t)) в реальном времени процесса рассчитывают коэффициент [(fluid),t] гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах ^-Й нагнетаемой жидкости.

По этим данным для каждого замера расхода Q(t) в реальном времени процесса рассчитывают потери давления Р_ТР(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах потока ^-Й нагнетаемой жидкости: где Р_ТР(t) - потери давления потока ^-Й нагнетаемой жидкости в насосно- компрессорных трубах вследствие жидкостного трения в момент времени t, МПа; L - длина насосно-компрессорных труб (расстояние по стволу скважины от устья до башмака насосно-компрессорных труб), м; [(fluid),t]- коэффициент гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах ^-Й нагнетаемой жидкости, определенный для каждого замера расхода Q(t) по корреляционной зависимости (7) [(fluid),t] = Ф(Q(t)); d_НКТ - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м; _УСT(fluid)- плотность ^-Й жидкости в устьевых условиях, кг/м³; Q(t)- расход ^-Й жидкости в момент времени t закачки, м³/сут.

Динамическое забойное давление Р_С(t) на глубине башмака насосно-компрессорных труб L в текущий момент времени t равно: Р_C(t)= P_УСТ(t)+Р_Г(t)-P_ТР(t) (9) где Р_С(t) - забойное давление на глубине L башмака насосно-компрессорных труб в момент t нагнетания ^-Й жидкости, МПа; Р_УСТ(t) - устьевое давление в момент t закачки ^-Й жидкости, МПа; Р_Г(t) - гидростатическое давление, создаваемое столбом ^-Й жидкости в момент времени t, МПа; Р_ТР(t) - потери давления потока ^-Й нагнетаемой жидкости в насосно-компрессорных трубах вследствие жидкостного трения в момент времени t, МПа, определены по формуле (8).

Репрессия на пласт P_C(t) в момент t закачки ^-Й жидкости равна: P_C(t) = P_C(t)-P_ПЛ, (10) где Р_ПЛ - пластовое давление, приведенное к глубине L башмака насосно-компрессорных труб, МПа.

Для определения коэффициента S скин-эффекта при проведении технологических операций на скважине замеряют и регистрируют устьевое давление, плотность и объемный расход ^-Й нагнетаемой жидкости с интервалом в 560 с (т. е. с периодом опроса 560 с). Для каждого замера в момент t по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают потери давления Р_ТР(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах, гидростатическое давление Р_Г(t) столба ^-Й нагнетаемой жидкости, динамическое забойное давление Р_С(t) по формуле (9), репрессию на пласт P_C(t) по формуле (10), объемный расход ^-Й жидкости Q(t) в забойных условиях. Затем для каждого текущего момента времени t_N определяют величину функции репрессии Y(t_N), характеризующей работу единицы расхода ^-Й жидкости на нестационарное течение в призабойной зоне скважины, по формуле: где N= 2; 3; 4; . . . - номер текущего замера устьевого давления, плотности и объемного расхода ^-Й нагнетаемой жидкости; n= 0; 1; 2; 3; . . . N-1 - номера предыдущих замеров; t₀ - время начала закачки (начальный замер n= 0), с; t₁; . . . t_n - время первого, . . . n замеров, с; t_N - время текущего замера, с; P_C(t_O); ...P_C(t_n)- репрессия на пласт в начале закачки и в момент времени t_n предшествующего n замера, Па; P_C(t_N)- репрессия на пласт в момент t_N текущего N замера, Па; Q₀, . . . Q_n - объемный расход ^-Й жидкости в забойных условиях в начале закачки и в момент предшествующего n замера, м³/с; Y(t_N) - функция репрессии, характеризующая работу, затраченную на нестационарное течение в призабойной зоне единицы расхода ^-Й жидкости, в текущий момент времени t_N с начала процесса, Пас; ^- гидропроводность пласта, м²м/Паc: k - проницаемость пласта для пластовой жидкости, м²; h - эффективная толщина продуктивного пласта, принимающего нагнетаемую жидкость, м; - вязкость пластовой жидкости, Пас.

Одновременно с функцией репрессии Y(t_N) вычисляют накопленный объем жидкости в забойных условиях W(t_N), поступившего в пласт к моменту времени t_N с начала закачки, по формуле: Полученные значения Y(t_N) и W(t_N) наносят на график.

На фиг. 5 представлен график зависимости функции репрессии Y(t_N) от накопленного объема жидкости W(t_N) на примере закачки в скважину гелеобразующего состава: водного раствора сополимера "Комета" и смолы "ДЭГ", где по оси абсцисс отложены величины накопленного объема W(t_N), м³, по оси ординат - величины функции репрессии Y(t_N), МПас. На фиг. 5 приняты следующие условные обозначения: 1 - первый прямолинейный участок при закачке в пласт 6,7 м³ гелеобразующего состава, 2 - второй прямолинейный участок при дальнейшей закачке в пласт 1,2 м³ гелеобразующего состава, 3 - третий прямолинейный участок при дальнейшей закачке в пласт 4,4 м³ гелеобразующего состава, 4 - четвертый прямолинейный участок при продавке в пласт 4,2 м³ пластовой воды.

При наличии цифровой регистрации устьевых параметров и системы компьютерного анализа определение величин Y(t_N), W(t_N) и построение графика зависимости: Y(t_N)= Y[W(t_N)] (14) производят непосредственно в процессе технологического воздействия в реальном времени.

Производят аппроксимацию отдельных участков графика зависимости (14) прямолинейными отрезками. В интервале времени [t_j, t_j+1] линейной аппроксимации определяют наклон прямолинейного участка B_j. Величину коэффициента скин-эффекта S_j, отражающего состояние призабойной зоны скважины в интервале времени [t_j, t_j+1] технологической операции определяют по формуле: где S_j - коэффициент скин-эффекта, отражающий дополнительные фильтрационные сопротивления потоку жидкости вследствие загрязнения и несовершенства вскрытия призабойной зоны скважины, в интервале времени [t_j, t_j+1] технологического воздействия; r_C - радиус скважины, м; - пьезопроводность продуктивного пласта, м²/с; B_j - наклон графика зависимости (14) в интервале времени [t_j, t_j+1] технологического воздействия, Пас/м³.

После достижения запланированной величины скин-эффекта изменяют режим закачки вплоть до ее прекращения.

При определении гидропроводности пласта проводят закачку пластовой жидкости в добывающую или нагнетательную скважину. До проведения операции на скважине задают произвольный ряд M значений гидропроводности пласта _{m 1}< ₂ <...< _m< ...< _M, (16) заведомо включающих истинную величину гидропроводности пласта _{ИСТ 1}< _ИСТ< _M. (17) Организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости в скважи