Исследование скважин при неустановившихся режимах работы (со снятием кривых восстановления давления на забое)

Лекция № 7. Исследование скважин при неустановившихся режимах работы (со снятием кривых восстановления давления на забое) Определение параметров пласта и скважины при данном методе исследования скважин основано на использовании процессов перераспределения давления после остановки или пуска скважины. Методом восстановления (падения) давления можно исследовать фонтанные, глубиннонасосные (со штанговыми насосами или ЭЦН), периодически эксплуатируемые, пьезометрические и нагнетательные скважины. Изменение давления прослеживается непосредственно на забое той же скважины, на которой изменяется режим (дебит). Для учета притока нефти после закрытия скважины на устье необходимо прослеживать изменение давления на буфере и в затрубном пространстве. С достаточной для практики точностью изменение давления на забое после мгновенной остановки скважин (или изменения дебита) при отсутствии свободного газа в призабойной зоне может быть выражено уравнением р(t )  p(t )  pc  q 2,25  t ln , 4kh rс пр (7. 1) где q — изменение дебита скважины в пластовых условиях; р(t) — текущее давление на забое скважины; рс — забойное давление до изменения режима работы скважины;  — коэффициент пьезопроводности пласта в районе исследуемой скважины; rcпр — приведенный радиус, учитывающий несовершенство скважины; t — время с момента изменения режима эксплуатации скважины. Уравнение (7. 1) можно представить в следующем виде: р(t )  2,3q 2,3q 2,25 lg t  lg 2  i lg t  B. 4kh 4kh rc пр (7. 2) Следовательно, в полулогарифмических координатах кривая восстановления давления является прямой линией с углом наклона  к оси lg t (рис. 7. 1) и с отсекаемым прямой на оси p отрезком В p 2  p1 2,3q i ; (7. 3) lg t 2  lg t1 4kh 2,25 (7.4) B  i lg 2 . rcпр 7.1 Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления без учета притока жидкости к забою после ее остановки При достаточном времени исследования скважины и большинстве случаев обработка кривой восстановления давления без учета притока жидкости дает надежные результаты. Одновременно методика обработки данных исследования является наиболее простой. Проведение данного вида исследований и обработка результатов исследований – КВД при мгновенном прекращении притока в скважину заключается в следующем. 1. Спускают в скважину глубинный манометр или дифференциальный манометр. 2. Резко останавливают или пускают скважину в работу. 3. Измеряют с помощью глубинного дифференциального манометра значения Pзаб во времени t Pзабi  f (t i ) 4. Определяют ( Pзабi  Pзаб0 )  f (t )  pi (t ) 5. Результаты полученных значений заносят в таблицу: Номера точек 1 2 3 i 20 Время t, c p, МПа lg t t1 t2 t3 ti t20 p1 p2 p3 pi p20 lg t1 lg t2 lg t3 lg ti lg t20 6. Кривая восстановления давления после остановки скважины строится в координатах р, lg t (Рис. 7.1). На прямолинейном ее участке выбираются две точки с координатами р1 , lg t1 и р 2 , lg t2 и определяется угловой коэффициент прямой p 2  p1 . (7.5) i lg t 2  lg t1 Рис. 7. 1. Кривая восстановления давления на забое скважины в полулогарифмических координатах. Начало и конец выбранного прямолинейного участка на кривой р, lg t должны отвечать неравенствам Rk2 (7.6) t1   10 3 ;  t2  Rk2  (1  2)  10 1 , (7.7) где Rк — радиус условного контура питания (в расчетах обычно принимается равным половине расстояния между скважинами). Указанные пределы (7.6), (7.7) при выборе прямолинейного участка способствуют отсечению области существенного влияния на кривую восстановления притока жидкости в скважину после ее остановки (в начале кривой) и взаимодействия скважин (в конце кривой). При существенной неоднородности пласта в выделенной области (ограниченной пределами) может быть несколько участков, каждый из которых будет характеризовать определенную зону пласта. Измеряется отрезок В на оси р от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД. 7. Проводят обработку данных КВД а) определяется угловой коэффициент прямой i  tg  p 2  p1 2,3  q   2,3  q   ; lg t 2  lg t1 4kh 4 (7.8) - по угловому коэффициенту определяют гидропроводность пласта ;  kh   2,3  q ; 4  i (7.9) k - определяют подвижность нефти в пласте  2,3  q ; (7.10)  4  i  h определяют коэффициент проницаемости пласта в области дренирования скважины 2,3  q   k ; (7.11) 4  i  h k -  б) Измеряется отрезок В на оси р от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД, величина которого равна: B 2,3  q   2,25 2,25 lg  i  lg ; 2 4kh rc rc2  - определяют 2 ; rc  4 Bkh q (7.12) B e e i   ; 2,25 2,25 rc2 (7.13) - определяют пьезопроводность пласта χ: 1) Если скважина совершенная и rc известен по долоту то, 4 Bkh q B r e r 2e i   c ; 2,25 2,25 2) Если скважина несовершенная, то χ определяют по формуле Щелкачева k  ;  (m ж   с ) 2 c (7.14) (7.15) где ж - коэффициент объѐмный упругости пластовой жидкости; с – коэффициент объѐмный упругости пористой среды; m – коэффициент пористости. Параметры, входящие в формулу (7.15) могут быть определены в лабораторных условиях. - по величине χ определяют приведенный радиус скважины, учитывающий гидродинамическое несовершенство rc пр  2,25 4 Bkh q  2,25 e B ; (7.16) i e - дополнительно определяют коэффициент продуктивности скважины: 236     нпов т K ; ;  ср сут  МПа  н lg rпр (7.17) где  н - объемный коэффициент нефти;  нпов - плотность нефти в поверхностных условиях. Таким образом, проводя исследования на неустановившихся режимах, определяют параметры пласта в области дренирования. 1. Коэффициент гидроводности пласта . 2. Коэффициент подвижности нефти в пласте k/. 3. Коэффициент проницаемости пласта k. 4. Коэффициент пьезопроводности пласта . 5. По форме КВД в координатах p(t) – ln t можно качественно определить особенности строения неоднородной по проницаемости залежи (ухудшение фильтрационных свойств пласта вдали от забоя скважины приводит к увеличению угла наклона кривой): Зона III - линия 1- ε2= ε3 - линия 2- ε2< ε3 - линия 3- ε2> ε3 - линия 4- ε=0 Рис. 7.1. Фактическая КВД. Причины искривления реальной КВД: В зоне I: - влияние притока жидкости после остановки скважины; - нарушение геометрии потока в ПЗП из-за несовершенства скважины; - нарушение режима работы скважины перед ее остановкой; - неизотермическое восстановление давления; - наличие свободного газа в объеме скважины, - ухудшенные в результате бурения и эксплуатации коллекторские свойства ПЗП по сравнению с удаленной. В III зоне: - неоднородность пласта по простиранию (уменьшение угла наклона – улучшение коллекторских свойств наиболее удаленной зоны по сравнению с удаленной – линия 2, увеличение угла наклона – ухудшение коллекторских свойств – линия 3); - наличие вблизи скважины непроницаемых границ (тектонических экранов, зон выклинивания пласта) – линия 4. II зона: - средний участок - по теории прямолинейный. Длина участка ограничена, т.к. Pc стремится к Pпл, т.е. к горизонтальной асимптоте. Область применения этого приема интерпретации по II участку КВД ограничена условиями, при которых справедлива формула упругого режима: скважина - источник постоянной интенсивности; пласт - бесконечный и однородный; возможна мгновенная остановка притока флюида в скважину. По КВД мы оцениваем kh/ для удаленных зон пласта, а по индикаторным диаграммам kh/ для ПЗП. Таким образом, интерпретация результатов исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации позволяет количественно оценить значения параметров, характеризующих пласт и скважину (гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность пласта, приведенный радиус, коэффициенты совершенства и продуктивности скважины). Эти данные необходимы для: 1. Использования их в расчетах показателей разработки при составлении проектов разработки месторождений. 2. Сравнения их (характеризуют удаленную зону пласта) с аналогичными данными, полученными по результатам исследований на установившихся режимах эксплуатации (характеризуют ПЗП). 3. Определения параметров пласта во времени для оценки технологической эффективности мероприятий, связанных с применением методов увеличения нефтеотдачи пластов и для контроля за разработкой. 7.2 Обработка результатов исследования со снятием кривой восстановления давления и с учетом притока жидкости к забою после остановки скважины В некоторых случаях при исследовании скважины не удается получить прямолинейный участок кривой восстановления давления в координатах p, lg t . Чаще всего это объясняется существенным влиянием продолжающегося притока (или оттока) жидкости из пласта в скважину (или наоборот) после ее закрытия на устье. В указанных случаях необходимо обрабатывав данные исследования с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки. Для обработки кривых восстановления давления с учетом притока жидкости необходимо одновременно с фиксацией изменения давления на забое регистрировать изменение потока жидкости во времени либо измерять изменение давления на буфере и в затрубном пространстве во времени (для фонтанных и компрессорных скважин), а для насосных скважин определять изменение уровня жидкости в затрубном пространстве. Имеется несколько методов обработки кривых восстановления давления в скважине с учетом притока жидкости с целью определения параметров пластов и скважин. На основании исследований (сопоставление методов с помощью гипотетической кривой и по результатам исследований скважин высокоточными глубинными манометрами) большинство авторов рекомендуют применять при обработке кривых восстановления давления два метода. При замедленном притоке жидкости предпочтительнее применять интегральный метод Э. Б. Чекалюка, а при высокой скорости затухания притока следует использовать дифференциальный метод Ю. П. Борисова. Интегральный метод также применяют и в тех случаях, когда кривые восстановления давления имеют разброс точек. 7.2.1 Интегральный метод Э. Б. Чекалюка В данном случае основной формулой является  lg t D(t )     lg 2  lg t , nQ0 t  V (t ) 2kh  rcпр  (7.18) где D(t) — интеграл Дюамеля; Q0 — дебит скважины до ее остановки; V(t) —суммарный приток жидкости в скважину к моменту времени t после ее закрытия на устье. Если ввести в уравнение (7.18) координаты x  lg t ; D(t ) lg t (7.19) y , nQ0 t  V (t ) где п — масштабный коэффициент, получим прямую линию с угловым коэффициентом p  p 2  i  1  (7.20) lg t1  lg t 2 2kh и отрезком на оси у 1   (7.21) В  lg 2 2 kh rcпр Изменение суммарного притока жидкости «в скважину после ее закрытия на устье ( Fзат  Fтр )р заб (t )  Fзат p зат (t )  Fтр pбуф (t ) V (t )  , пл   н (7.22) где Fзат, Fтр — площади сечений столбов жидкости в затрубном пространстве и в подъемных трубах, соответственно;  рзаб (t),  рзат (t),  рбуф (t) — приращения давления на забое скважины, в затрубном пространстве и на буфере, начиная от момента ее остановки;   нпл — плотность нефти в пластовых условиях. Для построения зависимости (7.18) необходимо вычислить координаты трех-четырех точек. Предварительно кривая восстановления давления строится в специальных координатах  рзаб (t n  ti ); G(t ) в предположении, что исследование скважины длилось заданное время t n  t1 ; t n  t 2 ; t n  t 3 и т. д. Величины G( t i ) определялись с помощью палеток (рис. 7.3), а интеграл Дюамеля — по предыдущим кривым путем графического интегрирования: n D(t )  G(t ) ~ p заб (t n  t i ). (7.23) i 1 Здесь G(t ) — выбранный шаг по оси абсцисс при определении интеграла. Рис. 7.3. Палетки для определения вспомогательной функции. 7.2.2 Дифференциальный метод Ю. Н. Борисова Основной расчетной формулой в данном методе является 2,3Q0  2,25 2,3Q0  рс (t ) z  lg 2  lg  4kh 4kh rспр (7.24) где 1 ; f (p) 1 Q0  нпл lg   lg t   (t ) . z (7.25) (7.26) В формулах (7.25) и (7.26): f (p)  p  f (p) n1  f (p) n1 , 2t (7.27) где f (p) n  Fк (рзаб п  рзат п )  Fm (рзаб п  рбуфп ) ; Fк   ( D 2  d12 ) ; Fm  d 2 (7.28) (7.29) 4 4 где D — внутренний диаметр обсадной колонны скважины; d1 — внешний диаметр колонны фонтанных труб; d — внутренний диаметр этой колонны; t — интервал времени между двумя соседними точками (одинаковый).  f (p)  1,6  f (p) t .  (t )   (7.30) 2,3 Q0  нпл  f (p) По прямолинейному участку кривой, построенной в координатах (pc z ), (lgt -  ) , определяется уклон к оси абсцисс (Δpc z)2  (pc z )1 i   (7.31) (lg t   ) 2  (lg t   )1   и отрезок B  , отсекаемый на оси ординат. Параметры пласта и скважины определяются по формулам (7.9)-(7.11), (7.15)-(7.17). 7.3 Экспресс-метод Метод предназначен для исследования длительно или временно простаивающих скважин с целью определения их продуктивности (приемистости) и фильтрационных параметров пластов. С теоретической точки зрения этот метод является разновидностью метода восстановления давления. Он разработан для условий, когда давление на забое скважин равно или выше давления насыщения. Для исследования скважины экспресс-методом применяются два способа возбуждения: подкачка газа и «мгновенный подлив». При первом способе в скважину, устье которой герметично закрыто, с помощью компрессора или от баллона подкачивается сжатый газ (воздух) с тем, чтобы уровень жидкости был оттеснен на несколько метров или десятков метров. Основной расчетной формулой при исследовании скважин экспресс-методом с подкачкой в нее газа является  (S )   p( S )   1,26   0,183  lg 2  lg S ;  SV ( S ) kh  rспр  (7.32) где  р( S )   p заб (t )e  St dt; (7.33)  V ( S )   V (t )e  St dt. (7.34) Здесь S — постоянное число, рассматриваемое как параметр, который выбирается в зависимости от продолжительности периода исследования в 1/с. В результате исследования скважины способом подкачки должны быть получены зависимости рзаб (t ) и величины изменения объема жидкости в стволе скважины V(t). Для построения зависимостей по уравнению (VI. 55) необходимо выбрать несколько значений параметра S. Обычно принимаются 3-4 значения, чтобы минимальная величина S 23 составляла (где Т — общая продолжительность исследований в с), а максимальная S Т равнялась бы (2,5  3)S мин . Промежуточные значения S определяются из приближенных равенств S S мин S 2   3 . (7.35) 2 S 3 S макс S Интегралы (7.33) и (7.34) вычисляются после выделения точек излома линий рзаб (t ) и V(t). Для точек излома выписываются значения координат t с индексами (0, 1, 2, ..., j, j + 1, ..., k) и р заб , V с теми же индексами. Интегрирование осуществляется по приближенным формулам p( S )  V (S )  1 S2 1 S2 j k p заб j 1  р заб j j 0 t j 1  t j  j k V j 1  V j t j 0 j 1  t j  (e  St j  e  St j  1);  (e  St j  e  St j  1). (7.36) (7.37) По вычисленным значениям p(S ) и V(S) находятся отношения   р( S ) , т. е. SV ( S ) получаются исходные данные для построения графика  (S ), lg S (рис. 7.4). Рис. 7.4. Зависимость  (S ) от lg S , построенная по данным исследования скважины с подкачкой газа. Возбуждение непереливающих скважин осуществляется путем быстрого погружения под уровень специальных баллонов, в результате чего уровень «мгновенно» поднимается на V величину l  0 (где V0 — общий объем погружаемых под уровень баллонов; F — площадь F внутреннего сечения обсадной колонны). Этот способ называется «мгновенным подливом». Изменение уровня после подъема выражается величиной l (t ) (рис. 7.5). Рис. 7.5. Снижение уровня в скважине после «мгновенного подлива». При обработке результатов исследования кривая l (t ) перестраивается в координатах l (t ) , lg t в том же масштабе, что и палетка (рис. 7.6). Фактическая кривая переносится на lg l 0 кальку и накладывается на палетку таким образом, чтобы горизонтальная линия фактической кривой l (t )  l0  совпала с осью абсцисс палетки. Рис. 7.6. Палетка дли обработки результатов исследования скважин методом «мгновенного подлива». Параметром кривых является коэффициент п. Добившись хорошего совпадения фактической кривой с одной из кривых палетки, с палетки на кальку переносится прямая, проходящая под углом 45° к оси lg t . В точке l (O) пересечения последней с осью ординат фактического графика получается значение lg , по l 0 l (O) которому потенциированием находится значение l  . Отмечается также величина l 0 параметра п кривой палетки, с которой совместилась фактическая кривая. При исследовании скважины способом подкачки гидропроводность и приведенный радиус скважины определяются по формулам kh 0,183 (7.38)  ;  i rс пр  1,26  , S  10 A / i (7.39) где i — уклон прямой в координатах  (S) к оси lg t : i  2 ( S 2 )   1 ( S1 ) , (7.40) lg S 2  lg S1 A, S — произвольная ордината на прямолинейной зависимости  (lg S ) и соответствующее ей значение S. При исследовании скважин способом «мгновенного подлива» параметры пласта и скважины определяются по формулам F  10 3  ;  4 l (7.41) 2 l n , 10 3 (7.42) kh rспр  где  — относительная (безразмерная) плотность жидкости в скважине. 7.4 Обработка результатов исследования скважин со снятием восстановления давления на забое при эксплуатации трещиноватых пластов кривой Методика основана на соотношениях  (t ) для неустановившихся процессов в стволе скважины после изменения режима ее работы, соответствующих начальным и более поздним периодам изменения давления:  2   п rcпр  Q0  Q0   (t он )  ln t он   ln  0,89 8k т h 2k т h    2   rcпр Q0   ln(t оп   )  ;  (t оп )   ln 0,89  8k т h  2        p (t )e c  (t 0 )  t / t 0   ;   (7.43) (7.44) dt , (7.45)  1 t / t 0 t0  Q(t )e dt Q0 0 где kт — проницаемость трещиноватого пласта;  — удельная поверхность трещин (  2Т ) ; Т — объемная плотность трещин;  п — пьезопроводность пористой среды. Время регистрации показателей после изменения режима работы скважины должно быть не менее 4—8 ч. В качестве исходных данных для расчета выбирают значения давления (и дебита) в моменты времени ti, составляющие (начиная с t2) геометрическую прогрессию со знаменателем  , не превышающим двух. Удобнее принять   2 . n2  р2 (t 2  1); р3 (t 3  2 ); р4 (t 4  2) . . .; p n  t n  2 . 2   Значения давлений, не совпадающие для указанных моментов времени с замеренными, находятся линейным интегрированием между двумя имеющимися точками. Далее определяются вспомогательные функции Si.  4 ti tn S i  e (i  2, 3, . . ., n-1); Sn = 0. (7.46) В координатах р, S проводятся прямые р  рi и S  S i до их попарного пересечения. Через п указанных точек пересечения в точку (0,1) проводится кривая pi  pi (S i ) , t которая соответствует величине t 0  n . Через (п—1) ближайшие к построенной кривой 4 t узловые точки и точку (0,1) проводится кривая, соответствующая t 0  n 1 , и т. д. до кривой, 4 соответствующее значение t 0 для которой будет t 0  4t1 . С помощью планиметра или по формуле Симпсона определяются площади, ограниченные каждой из построенных кривых и осями координат. Произведение величин этих пло-щадей на соответствующее значение t 0 дает искомую величину интеграла в формуле (7.45). Кривая восстановления давления строится в координатах  , ln t 0 . Если кривая имеет начальный прямолинейный участок, то определяется ее уклон к оси абсцисс ( i н ) и отрезок, отсекаемый на оси ординат (Вн). Выбирая два достаточно больших значения t0, вычисляются t on1  t on2 e   ; e  1   (t on1 )   (t on2 ) 2iн ; (7.47) и кривая строится в координатах  , ln(t 0   ). Если кривая  , ln t 0 имеет асимптотический прямолинейный участок с уклоном к оси абсцисс ( i н ), то, определяя Вн и сопоставляя с выражением (7.44), получим Q0  ; hiн kт  ;  (m н   с ) k т  0,04 rс пр  1,12  е   4 2 rспр  3,16  п Вн 4 iн е (7.48) (7. 49) ;  Вн 4 iн (7.50) . (7.51) 7.5 Метод гидропрослушивания Пуск в эксплуатацию или остановка скважины при исследовании методом КВД влияет на работу соседних скважин (интерференция скважин). Степень этого влияния зависит от свойств пластовой системы и интенсивности импульса дебита. Изучение свойств и строения пластов по результатам интерференции скважин называется гидропрослушиванием. Метод гидропрослушивания скважин предназначен для установления гидродинамической связи между исследуемыми скважинами (рис. 7.7) Заключается в наблюдении за изменением давления в одной из них (реагирующей) при создании возмущения в другой (возмущающей). Метод применяется на залежах, эксплуатирующихся при давлениях выше давления насыщения и используется при условии фильтрации однофазной жидкости или водонефтяной смеси. Цель: определить осредненные значения гидропроводности  и пьезопроводности  в районе исследуемых скважин. Рис. 7.7. Схема проведения гидропрослушивания пластов: 1 – возмущающая скважина, 2 – реагирующая скважиная, 3 – пласт, 4 – глубинный прибор (манометр или дифманометр) 1 и 2 – коэффициенты гидропроводности призабойных зон пласта, 1 и 2– коэффициенты гидропроводности удаленных зон пласта, 3 – коэффициент гидропроводности пласта на участке между возмущающей и реагирующей скважинами. Возможны три варианта получаемых значений коэффициента гидропроводности на участке между исследуемыми скважинами по сравнению с призабойной и удаленной зонами пласта вокруг скважин: 1) 3  2 и 1; 2) 3  2 и 1 - имеется зона неоднородности; 3) 3=0 - имеется непроницаемая граница. Разновидности метода гидропрослушивания: 1. Скачкообразное изменение дебита возмущающей скважины 2. Плавное изменение дебита возмущающей скважины 3. Периодическое изменение дебита возмущающей скважины. Эти разновидности метода гидропрослушивания применяют для уточнения свойств пластовой системы для конкретной области пласта, для отдельных пропластков в любой точке пласта и т.д. Способы обработки кривых реагирования: Графоаналитические методы (способ касательной) Методы характерных точек (по экстремуму кривой) Методы эталонных кривых Аналитические методы. Кривые реагирования (гидропрослушивания) обычно строят в координатах -t ( изменение давления в реагирующей скважине по отношению к фоновой кривой). Если при исследовании используют U-образные ртутные манометры, то кривую строят в координатах l-t (Рис. 7.8, l- мм. ртутного столба). 1. 2. 3. 4. При обработке кривых гидропрослушивания (Рис. 7.8) способом касательной коэффициент гидропроводности определяют по приращению давления в реагирующей скважине рk , соответствующему времени tk, когда темп изменения давления начал уменьшаться и кривая имеет видимый изгиб. Начало координат по оси абсцисс совпадает с моментом создания импульса в возмущающей скважине. Коэффициент пьезопроводности пласта устанавливают также по времени t, от считываемому от момента создания импульса до начала перегиба кривой гидропрослу- Рис. 7.8. Кривая гидропрошивания . слушиваяия с точкой перегиба 590Q 590Q   (7.52) к l к с 0,57 R 2  tк (7.53) где Q- дебит возмущающей скважины в пластовых условиях, м3/сут; R- расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами, м; к – перепад давления соответствующий tк, Па ; с – масштабный коэффициент, для перевода l (мм.рт.ст) в  (Па). По методу касательной не всегда удается обработать кривую гидропрослушивания, т.к. последняя может иметь такую форму при которой касательной провести нельзя. Кроме этого так обрабатываются результаты исследования для случая единичного измерения режима возмущающей скважины, т.е этот метод справедлив для условий, когда режим в возмущающей скважине в момент t=0 изменится на величину Q и поддерживался неизмененным. Если изменение дебита возмущающей скважины создается путем его последовательного снижения (остановка скважины) и увеличения (пуск в работу через некоторое время), то на забое регулирующей скважины чувствительным дифманометром можно зарегистрировать кривую, имеющую максимум (Рис.7.9.) Коэффициент пьезопроводности в этом случае можно определить по формуле  R 2  t1  4t max  t 2 1 , Q1  t max ln Qo  t 2 (7.54) где t1 - время между первым и вторым изменением дебита; Рис. 7.9. Кривая гидропрослушивания, t2 = tmax - t1 имеющая максимум Qo - значение дебита в пластовых условиях при первом изменении; Q1 — значение дебита в пластовых условиях при втором изменении. При использовании метода эталонных кривых результаты исследований представляются в виде графика гидропрослушивания (рис. 7.10)). По оси ординат откладывается изменение забойного давления реагирующих скважин, а по оси абсцисс — время в часах. Время отсчитывается с момента изменения режима работы возмущающей скважины (точка В). Изменение давления pi в момент времени ti соответствующее вертикальному отрезку li , берется между фоном (AА1) и фактической кривой в реагирующей скважине (BC). Рис. 7.10. График гидропрослушивания (изменение забойного давления в наблюдательной скважине от изменения дебита в возмущающей). Фактическая кривая изменения давления на забое реагирующей скважины строится в координатах lg p , lg t таким образом, чтобы она разместилась на бланке. С этой целью выбираются соответствующие масштабы для оси времени и для оси давления. На фактическую кривую накладывается эталонная, нанесенная на кальку (масштабы координатных осей у обеих кривых должны быть одинаковы), рис. 7.11. Рис. 7.11. Эталонная кривая восстановления давления, применяемая при исследовании скважин методом гидропрослушивания. При совмещении кривых следует соблюдать параллельность координатных осей обеих кривых. Фиксируются значения совпадающих точек кривых эталонной и фактической по давлению и по времени (соответственно р и t1 — для эталонной кривой и рф и t ф для фактической). Параметры пласта рассчитываются из соотношений: kh   p1 Q ; pф t1 10R 2 , tф где Q — изменение дебита возмущающей скважины; R — расстояние между двумя взаимодействующими скважинами.  (7.54) (7.55)