Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта

Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта

Реферат

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при испытании скважины на приемистость и проведении технологического воздействия на призабойную зону скважины. Обеспечивает возможность увеличения числа измеряемых параметров и повышение точности измерений. Сущность изобретения: при определении характеристик скважины, призабойной зоны и пласта проводят нестационарную закачку реагента, на устье скважины замеряют давление закачки и расхода реагента, пересчитывают данные замеров на забойные условия, определяют накопленный расход и работу, затрачиваемую на нестационарное течение в призабойной зоне скважины единицы расхода реагента. По этим показателям с учетом текущей проводимости пласта рассчитывают коэффициент скин-эффекта, в качестве текущей проводимости используют величину, определенную по результатам нестационарного испытания данной скважины на приемистость пластовой жидкостью. Изменяют режим 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. Непосредственно перед нестационарной закачкой реагента межтрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб заполняют гомогенной однофазной стабильной жидкостью с известной плотностью. Нестационарную закачку реагента в пласт ведут через колонну насосно-компрессорных труб при закрытом межтрубном пространстве. Замер давления ведут в закрытом межтрубном пространстве на устье скважины с одновременным замером уровня жидкости в закрытом межтрубном пространстве. 2 з.п.ф-лы, 1 табл., 3 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 линии среди множества полученных кривых производной, 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 5-60 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, математическим методом нахождение параметров выделенных прямолинейных участков, по которым производятся определения гидропроводности и пьезопроводности загрязненной призабойной зоны, а также ее радиуса и коэффициента скин-эффекта (патент РФ 2151856, 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 зон ы 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 расчет 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 повышения точности определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта.

Задача решается тем, что в способе определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, включающем 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 расчет коэффициента скин-эффекта, в качестве текущей проводимости использование величины, определенной по результатам кратковременного 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, согласно изобретению непосредственно перед нестационарной закачкой реагента межтрубное пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами заполняют гомогенной однофазной стабильной жидкостью с известной плотностью, нестационарную закачку реагента в пласт ведут через колонну насосно-компрессорных труб при закрытом межтрубном пространстве, при этом замер давления ведут в закрытом межтрубном пространстве на устье скважины с одновременным замером уровня жидкости в закрытом межтрубном пространстве.

Для определения гидропроводности, пьезопроводности, радиуса призабойной зоны и коэффициента скин-эффекта для каждого замера в условиях нестационарной закачки жидкости во время каждого режима закачки определяют функцию репрессии, характеризующую нестационарное течение в призабойной зоне скважины 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, математическим методом находят параметры выделенных прямолинейных участков, по которым определяют гидропроводность и пьезопроводность загрязненной призабойной зоны, а также ее радиус и коэффициент скин-эффекта.

Для определения гидропроводности продуктивного пласта определяют накопленный расход и производную функции репрессии, характеризующую 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, среди множества полученных кривых производной выбирают линию, ближе остальных отвечающую условию постоянства производной, соответствующую искомой гидропроводности пласта.

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 необходимо контролировать параметры технологического воздействия, проводить оперативное вмешательство, а также исследовать состояние призабойной зоны скважины. В предложенном изобретении решаются данные задачи.

Предложенный способ обеспечивает измерение необходимых параметров на устье скважины в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб и на нагнетательной линии при закачке рабочего агента в скважину через колонну насосно-компрессорных труб.

Измеряют и регистрируют устьевое давление, уровень жидкости в закрытом межтрубном пространстве и объемный расход нагнетаемой жидкости. Непосредственно перед нестационарной закачкой реагента заполняют межтрубное пространство скважины гомогенной однофазной стабильной жидкостью с известной плотностью.

Нестационарную закачку реагента в пласт ведут через колонну насосно-компрессорных труб при закрытом межтрубном пространстве, одновременно выполняют на устье скважины замеры давления и уровня жидкости в закрытом межтрубном пространстве.

Для каждого замера по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают забойное давление и прочие показатели с учетом искривления ствола скважины и температурных изменений плотности жидкости в межтрубном пространстве. Определение забойного давления возможно при закачке в колонну насосно-компрессорных труб в любой последовательности обычных ньютоновских жидкостей, а также полимерных, глинистых, цементных растворов и других неньютоновских жидкостей.

Для проведения замеров нагнетательную линию снабжают измерительным манифольдом с датчиком расхода. На устье скважины в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб устанавливают датчик давления и систему контроля уровня жидкости, например, акустического типа (уровнемер). Используют датчики с цифровыми замерами и регистрацией параметров. Для измерения и регистрации параметров процесса используют выносной блок, блок сбора информации и компьютер. На нагнетательной линии могут быть размещены прочие датчики, например, для определения давления, плотности и температуры.

Выход датчика давления соединен электрическим кабелем с блоком искрозащиты, размещенным в выносном блоке, и далее с блоком сбора информации. Выходы датчиков расхода соединены электрическими кабелями с вторичными блоками расходомеров и далее с блоком сбора информации. Система контроля уровня жидкости в межтрубном пространстве соединена электрическим кабелем непосредственно с блоком сбора информации. Блок сбора информации соединен с компьютером.

Измерительный манифольд с датчиком расхода, устанавливаемый на нагнетательной линии к скважине, датчик давления и систему контроля уровня жидкости (уровнемер), устанавливаемые на устье скважины в межтрубном пространстве, выносной блок, блок сбора информации и компьютер объединяют в устройство для определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, представляющее собой информационно-измерительный комплекс.

При закачке рабочего агента в скважину по нагнетательной линии через измерительный манифольд аналоговые сигналы от датчика давления, установленного на устье скважины в межтрубном пространстве, посредством электрического кабеля через блок искрозащиты поступают в выносной блок и далее в блок сбора информации. В блоке искрозащиты производится гальваническая развязка электрических цепей.

Частотные сигналы от датчиков расхода посредством электрических кабелей попадают на вторичные блоки расходомеров, откуда с помощью соединительных кабелей поступают на вход соответствующих каналов блока сбора информации.

Цифровые сигналы от системы контроля уровня жидкости в межтрубном пространстве через электрический кабель поступают непосредственно в блок сбора информации.

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

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 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 нестационарного режима. При этом справедливы все расчеты и выводы предлагаемого способа. Процесс 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 10-15 МПа при той же частоте.

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

На -м этапе будет закачана -я жидкость (при = 1; 2 и т.д. в зависимости от числа жидкостей для закачки). Определение забойного давления возможно при закачке в колонну насосно-компрессорных труб обычных ньютоновских жидкостей, а также полимерных, глинистых, цементных растворов и других неньютоновских жидкостей.

При проведении технологической операции на скважине непосредственно перед закачкой рабочих жидкостей в пласт межтрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб полностью (до устья) заполняют начальной жидкостью, т. е. гомогенной однофазной стабильной жидкостью с известной плотностью (fluid 0), например, водой или дегазированной нефтью.

После заполнения начальной жидкостью межтрубное пространство на устье закрывают и далее в ходе технологической операции на скважине оно закрыто. После герметизации межтрубного пространства при закачке и продавке рабочих жидкостей в пласт посредством информационно-измерительного комплекса измеряют и регистрируют с задаваемыми периодами опроса уровень начальной жидкости h_{уст.зтр.}(t) и устьевое давление P_{устр.зтр.}(t) в межтрубном пространстве после его заполнения начальной жидкостью и объемный расход нагнетаемого реагента. По этим замерам рассчитывают забойное давление и прочие показатели с учетом искривления ствола скважины и температурных изменений плотности жидкости в межтрубном пространстве.

Определение забойного давления P_C(t) производят в такой последовательности.

1. Рассчитывают распределение температуры начальной жидкости в межтрубном пространстве. Для этого: - расстояние h по вертикали от устья скважины до башмака колонны насосно-компрессорных труб условно разбивают на V отрезков так, что вертикальная протяженность каждого отрезка равна h: h=h/V (1) размерности [h] = [h] = м; - обозначают как h расстояние по вертикали от устья скважины до конца -го отрезка: h = h,(2) где = 0; 1; 2... V, размерность [[h]] = м; - обозначают как h_{< глубину <>-го отрезка, наиболее близкую к уровню начальной жидкости в межтрубном пространстве, т.е. расстояние по вертикали от устья скважины до конца <>-го отрезка, в наибольшей степени отвечающего условию: |h<-hУСT.ЗTР(t)| = min; (3) - определяют температуру T(h) начальной жидкости в межтрубном пространстве на глубине h: где TПЛ - пластовая температура на глубине h, ^oС; Tуст - устьевая температура в межтрубном пространстве, ^oС; 2. Рассчитывают температурный коэффициент начальной жидкости в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб: - если в качестве начальной жидкости (fluid 0) в межтрубном пространстве закачана дегазированная нефть, то ее температурный коэффициент T(fluid0) для плотности нефти O(fluid0) в стандартных условиях O(fluid0)860 кг/м³ определяется так: для O(fluid0)860 кг/м³: где 0(fluid0) - плотность дегазированной нефти, закачанной в межтрубное пространство, в стандартных условиях.}

В формулах (5)-(6) величины имеют такие размерности: [_O] = кг/м³; [_T(fluid0)] = 1/C; - если в межтрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб закачана вода, то ее температурный коэффициент _T(fluid0) на глубине h по вертикали от устья скважины при Т(h)20^oС определяется так: 1 при Т(h)20^oС: - если в межтрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб закачана иная начальная жидкость, то ее температурный коэффициент определяют при предварительных лабораторных исследованиях.

3. Определяют плотность жидкости (fluid0) в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб на глубине h по вертикали от устья скважины: размерность [(fluid0) = кг/м³; 4. Для каждого замера уровня начальной жидкости h_{уст.зтр.}(t) и устьевого давления P_{уст.зтр.}(t) в закрытом межтрубном пространстве определяют забойное давление P_C(t) на глубине башмака насосно-компрессорных труб в текущий момент t закачки -й жидкости в процессе технологической операции: где P_C(t) - забойное давление на глубине башмака колонны насосно-компрессорных труб в текущий момент t закачки -й жидкости, МПа; Р_{УСТ.ЗТР.}(t) - устьевое давление, замеренное в межтрубном пространстве в текущий момент t закачки -й жидкости, МПа; - относительная плотность газа в межтрубном пространстве; h_{уст.зтр.}(t) - уровень начальной жидкости в межтрубном пространстве в текущий момент t замера устьевого давления Р_{УСТ.ЗТР.}(t), м; Р_{стат.зтр.} - гидростатическое давление столба начальной жидкости (fluid 0) с учетом искривления ствола скважины и температурных изменений плотности жидкости в межтрубном пространстве, определяют по формуле (11): размерность [Р_{стат.зтр.}] = МПа; Если межтрубное пространство заполнено начальной жидкостью до устья, то h_{уст.зтр.}(t) = 0 (12) и второе слагаемое в выражении (11) равно нулю.

Если частота замеров устьевого давления Р_{УСТ.ЗТР.}(t) выше, чем частота замеров уровня в межтрубном пространстве, то в формуле (11) h_{уст.зтр.}(t) представляют так: h_{уст.зтр.}(t) = h_{уст.зтр.}(T) Р_{УСТ.ЗТР.}(T)/Р_{УСТ.ЗТР.}(t), (13) где h_{уст.зтр.}(t) - расчетный уровень начальной жидкости в межтрубном пространстве в текущий момент t замера устьевого давления Р_{УСТ.ЗТР.}(t), м; Р_{УСТ.ЗТР.}(t) - уcтьевoe давление, замеренное в межтрубном пространстве в текущий момент t времени, МПа; h_{уст.зтр.}(T) - предыдущий фактический замер уровня начальной жидкости в межтрубном пространстве в момент времени T, м; Р_{УСТ.ЗТР.}(T) - устьевое давление, замеренное в межтрубном пространстве в момент времени T, МПа.

Репрессия на пласт P_C(t) в момент t закачки -й жидкости равна: Р_C(t)=P_C(t)-Р_ПЛ, (14) где P_C(t) репрессия на пласт в момент t закачки -й жидкости, МПа; Р_ПЛ - пластовое давление, приведенное к глубине башмака колонны насосно-компрессорных труб, МПа.

Для определения коэффициента S скин-эффекта при проведении технологической операции на скважине замеряют и регистрируют с задаваемым периодом опроса уровень начальной жидкости h_{уст.зтр.}(t) и устьевое давление Р_{УСТ.ЗТР.}(t) в закрытом межтрубном пространстве после его заполнения начальной жидкостью, плотность и объемный расход -й нагнетаемой жидкости. Для каждого замера в реальном времени процесса t_N рассчитывают репрессию на пласт P_C(t) по формулам (1)-(14) и объемный расход -й жидкости Q (t) в забойных условиях.

Затем для каждого текущего момента времени t_N определяют величину функции репрессии Y(t_N), характеризующую 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 технологической жидкости (начальный замер n = 0), с; t₁; ... t_n время первого, ... n замеров, с; t_N - время текущего замера, с; P_C(t₀); . . . 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 - объемные расходы -й жидкости в забойных условиях в начале закачки и в моменты предшествующих n замеров, 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/Пас: = kh/; (16) 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), поступившей 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. 1 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. 1 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)] (18) производят непосредственно в процессе технологического воздействия в реальном времени.

Производят аппроксимацию отдельных участков графика зависимости (18) прямолинейными отрезками. В интервале времени [t_j, t_j+1] линейной аппроксимации определяют наклон B_j прямолинейного участка. Величину коэффициента скин-эффекта _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] воздействия; r_C - радиус скважины, м; - пьезопроводность продуктивного пласта, м²/с; B_j - наклон графика зависимости (18) в интервале [t_j, t_j+1] 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. Перед тем, как закачивать пластовую жидкость, для определения гидропроводности пласта межтрубное пространство полностью (до устья) заполняют начальной гомогенной однофазной стабильной жидкостью с известной плотностью (fluid 0), например водой или дегазированной нефтью. После заполнения начальной жидкостью межтрубное пространство на устье закрывают и далее в ходе технологической операции на скважине оно закрыто.

После герметизации межтрубного пространства организуют процесс нестационарной закачки пластовой жидкости в скважину, при этом посредством информационно-измерительного комплекса измеряют и регистрируют с задаваемым периодом опроса уровень начальной жидкости h_{уст.зтр.}(t), устьевое давление P_{устр.зтр.}(t) в закрытом межтрубном пространстве, выполняющем роль пьезометра после его заполнения начальной жидкостью, плотность и объемный расход нагнетаемой жидкости. Для каждого замера в реальном времени процесса t_N рассчитывают репрессию на пласт P_C(t) по формулам (1)-(14) и объемный расход -й жидкости Q(t) в забойных условиях.

До проведения операции на скважине задают произвольный ряд M значений гидропроводности пласта _{m 1}<₂<...<_m<...<_M, (20) заведомо включающих истинную величину гидропроводности пласта _{ИСT 1}<_ИСT<_M. (21) Затем для каждого из принятых значений _m гидропроводности пласта определяют значения производной Y_m/X_m(t_N) функции репрессии на пласт по формуле: где: N, N-1 номера текущего и предыдущего устьевых замеров (N = 2; 3; 4; ...) уровня, плотности и объемного расхода нагнетаемой жидкости; j = 0; 1; 2; ... N - 2 - номера предшествующих замеров; t_N, t_N-1 - время текущего и предыдущего замеров, с; t₀; t₁; ... t_i - время предшествующих замеров, с; P_C(t_N), P_C(t_N-1) - репрессия на пласт в текущем и предыдущем замерах, Па; Q_N, Q_N-1 - объемный расход жидкости в забойных условиях в текущем и предыдущем замерах, м³/с; Q_i - объемный расход жидкости в забойных условиях в предшествующих замерах, м³/с; Y_m(t_N) - функция репрессии, характеризующая работу, затраченную на нестационарное течение единицы расхода жидкости в пласте гидропроводностью _m, в момент t_N с начала процесса, Пас; _m - принятая в расчетах гидропроводность пласта, м²м/Пас: _m = k_mh/; (23) k_m - принятая в расчетах проницаемость пласта для пластовой жидкости, м²; h - эффективная толщина продуктивного пласта, поглощающего нагнетаемую жидкость, м; - вязкость пластовой жидкости, Пас; X_m(t_N) - функция накопленного расхода W(t_N) вида: X_m(t_N) = W(t_N)/[4_m]. (24) Одновременно c Y_m/X_m(t_N) no формуле (17) определяют накопленный объем жидкости в забойных условиях W(t_N), поступившей в пласт к тому же моменту времени t_N с начала закачки.

Полученные значения наносят на график.

На фиг. 2 показан пример определения гидропроводности пласта по предлагаемому способу в процессе нестационарной закачки пластовой жидкости в добывающую скважину. Для этого представлены графики зависимости производной Y_m/Х_m(t_N) функции репрессии на пласт от накопленного объема W(t_N) закачанной жидкости в забойных условиях для различных величин гидропроводности пласта _m, принятых при расчете Y_m/Х_m(t_N).

На фиг. 2 приняты следующие условные обозначения: - график производной Y₁/Х₁(t_N)=Y₁/Х₁(t_N){W(t_N)}, когда в расчетах принята гидропроводность пласта 5,1 мкм²м/мПас; -- - график производной Y₂/Х₂(t_N)=Y₂/Х₂(t_N){W(t_N)}, когда в расчетах принята гидропроводность пласта 20,4 мкм²м/мПас; -- - график производной Y₃/Х₃(t_N)=Y₃/Х₃(t_N){W(t_N)}, когда в расчетах принята гидропроводность пласта 10,3 мкм²м/мПас.

Графики производной Y/Х существенно зависят от принятой величины гидропроводности пласта _m. Чем ближе значения _m к истинной величине гидропроводности пласта _ИСT, тем ближе графики производной Y/Х к прямой, параллельной оси абсцисс. Если истинное значение _ИСT включено в диапазон (21), то среди полученных кривых зависимости Y_m/X_m(t_N)=Y_m/X_m(t_N){W(t_N)} (25) устанавливаются одна-две линии, ближе остальных отвечающих условию: Y/X[t, _ИСT] = const. (26) Далее математическим методом последовательного приближения находят величину гидропроводности пласта , при которой производная Y/Х может быть принята постоянной наилучшим образом. Выбор оптимального выполнения условия (26) производят численными методами. Величина _m, обеспечивающая выполнение условия наилучшим образом, и является искомым значением гидропроводности пласта . До определения параметров призабойной зоны предлагаемым способом на скважине организуют предварительные исследования с целью уточнения гидропроводности пласта и установления факта существенного з