Теоретические основы проведения и интерпретации результатов исследования скважин на установившихся режимах эксплуатации

Лекция № 5. Исследования скважин при установившихся режимах работы 5.1 Теоретические основы проведения и интерпретации результатов исследования скважин на установившихся режимах эксплуатации Метод начали использовать с 1930 года. Цель исследования – определение режима фильтрации нефти (газа) в ПЗП, определение гидропроводности, продуктивности, проницаемости ПЗП. Задачи исследований: исследовать скважину на установившихся режимах – это найти зависимость между: - дебитом скважины и забойным давлением Q=f(Рзаб), - дебитом скважины и депрессией на пласт Q=f(Pпл-Рзаб). Графическое изображение этих зависимостей называется индикаторными линиями. Особенности исследований – дебит скважины (фильтрация жидкости в пласте) определяется перепадом давления (депрессией на пласт), который имеет место между давлением на контуре питания ( Рпл) и на забое скважины (Рзаб). Распределение давления по пласту от скважины к контуру питания имеет вид логарифмической зависимости (Рис 5.1). Вращение этой линии вокруг оси скважины образует воронку депрессии. Рис. 5.1. График распределения давления по пласту от скважины к контуру питания Из рис.5.1. видно, что основной перепад давления (80%-95%) тратится на преодоление сил трения на расстоянии до10-20 м от скважины. Таким образом, проводя исследования на установившихся режимах, мы определим параметры пласта в призабойной зоне скважины (ПЗС). Данный вид исследования скважин основан на трех допущениях: 1 допущение – метод основан на допущении, что скважину можно окружить коаксильной цилиндрической поверхностью некоторого радиуса Rк, на котором в период исследований сохраняется постоянное давление Рпл. Для нефтяного пласта за контур питания скважины обычно принимаем окружность со средним радиусом, равным половине расстояния до соседних скважин. 2 допущение – возмущения, произведенные в скважине не передаются за пределы этой зоны. 3 допущение – режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит и забойное давление с течением времени практически не изменяются. Время перехода с одного режима на другой режим называется периодом стабилизации. Период стабилизации может определятся минутами, часами, сутками и зависит от многих факторов. Период стабилизации рекомендуют определять по формуле: Т стаб  (0,12  0,15) Rk2  , (5.1) где Rк – радиус контура питания; æ – пьезопроводность пласта, см 2 /с. При прочих равных условиях Тстаб меньше при фильтрации в пласте однофазной жидкости и больше при фильтрации газированной жидкости. Таким образом, для одиночной скважины с круговым контуром питания для радиального притока жидкости к скважине справедлива формула Дюпии: 2kh( Pпл  Рзаб ) Q (5.2) R  ln k rc 3 где Q – дебит скважины, см /с; k – проницаемость продуктивного пласта, мкм2; Рпл, Рзаб – пластовое и забойное давление, кгс/см2; h – толщина пласта, см;  - вязкость жидкости, мПас; Rк – радиус контура питания, м; Rс – радиус скважины, м. Теоретической основой проведения данного вида исследования скважин является уравнение притока: Q=K(Pпл-Рзаб), (5.3) где К – коэффициент продуктивности 2kh Q К  (5.4) Rk ( Pпл  Рзаб )  ln rc 5.2 Последовательность проведения исследований 1. Устанавливают несколько режимов работы скважины (обычно не менее 4 режимов – для построения индикаторной диаграммы и качественной интерпретации графика). Как правило это достигается принудительным изменением дебита скважины и для каждого дебита определяют заб (). Для газовых скважин – это установление штуцеров различного диаметра на устье скважины. Для нефтяных скважин: а) установление штуцеров на устье скважины в выкидной линии при фонтанном и артезианском способе эксплуатации. Б) изменение режима работы погружных насосов при механизированном способе эксплуатации. Изменение режима эксплуатации ШСНУ можно достигнуть:  изменением длины хода полированного штока (l);  изменением числа качаний балансира (n);  одновременным изменением длины хода штока и числа качаний. Если этими способами не удается изменить дебит (что возможно в случаях, когда при всех комбинациях l и n теоретическая подача насоса превышает приток жидкости из пласта) прибегают изменению глубины подвески насоса. В этих случаях на всех режимах Н дин жидкости как правило, остается на приеме насоса и Рзаб определяется по гидростатической формуле: Рзаб=g(H-Hдин) (5.5) На скважинах, оборудованных ЭЦН изменение режима эксплуатации производится чаще всего уменьшением или увеличением устьевого противодавления путем смены штуцера или прикрытием задвижки на выходе. На большинстве месторождений (объектов), разрабатываемых при Pпл>Pнас, скважины эксплуатируются на каждом режиме 1…5 суток. Дебит и давление измеряют в конце периода установления. После этого скважину переводят на новый режим. Режим эксплуатации нагнетательных скважин изменяют с помощью регулирующих устройств на насосной станции, а забойное давление определяют по манометру, установленному на устье. 2. Замеряют необходимые значения параметров. При исследовании замеряют: а) дебит нефти (газа); б) пластовое давление; в) забойное давление; г) количество выносимого песка; д) количество выносимой воды; е) газовый фактор продукции скважины. В зависимости от конкретных условий программа измерений может быть сокращена. Так, если при всех режимах эксплуатации Рзабi>Pнас, то газовый фактор можно определить только на одном режиме цикла или воспользоваться данными предшествующих исследований. В тех случаях, когда имеется полная уверенность, что индикаторная диаграмма по скважине должна быть прямолинейной (однородный пласт, однофазная фильтрация, ламинарный режим фильтрации), достаточно ограничиться изменением дебита, обводненности, Рзаб и = Рпл-Рзаб только на одном режиме. Дебит нефти на устье скважины измеряют объемным методом Q= V/t путем подачи нефти в специальные измерительные емкости или на «Спутники». Нефть подается только в закрытые сборные пункты. На стадиях разведки и освоения нефтегазовых месторождений дебит жидкости каждой скважины часто определяют с помощью мерников – открытых емкостей – вертикальные или горизонтальные сосуды (цистерны, прямоугольные сосуды). Продукция скважины направляется в мерник на определенный промежуток времени, который зависит от его вместимости и производительности (дебита) скважины. Объемный дебит определяют по формуле: F (h2  h1 ) ; (5.6) Q t где F-средняя по высоте мерника площадь; h2-h1- высота взлива (определяется мерной лентой, метр-штоком, поплавковым устройством и др.); t- время измерения, час. Для каждой емкости составляются калибровочные таблицы или графики (V=f(h)). Дебит обводненных скважин определяется по известной обводненности продукции скважин (nв), которую определяют на основании лабораторных исследований проб жидкости, отбираемых в бутылки из пробных кранов на выкидных линиях скважин. Тогда дебиты: Q (100  nв ) Q n , Q  ж в , м 3 / ч или м 3 / сут (5.7) Qн  ж 100 100 Для определения Q в т/сут объемные дебиты умножаем на плотность нефти и воды. Дебиты скважин на обустроенных месторождениях определяют на ГЗУ в соответствии с инструкцией по их эксплуатации. Пластовое давление – определяют как средневзвешенное по всему пласту путем замера давления в пьезометрических, простаивающих и других скважинах. Забойное давление в нефтяных скважинах можно определить двумя путями: - прямым – с использование регистрирующих дистанционных манометров (более точный); - расчетным – гораздо сложнее, т.к. сложный характер течения жидкости в НКТ, изменяется плотность жидкости по стволу скважины при ее разгазировании, осуществляется движении двухфазной ( жидкость+газ) смеси в НКТ и т.д. Значения Р заб получаются менее точными: а) в артезианских и фонтанных скважинах с количеством свободного газа 0: Рзаб = Ру+gжН б) в фонтанных скважинах, если известны зависимость изменения плотности жидкости по стволу скважины и в зависимисти от давления ж = f(H) = f(P) Рзаб=Ру+gHж(Н) – графоаналитический метод в) в нефтяных скважинах с механизированными способами добычи Рзаб=(Н-Ндин)gж(Н) где Ндин –динамический уровень жидкости в скважине. 3. По результатам исследований заполняют таблицу Таблица 5.1 Результаты исследования скважины Режим Рпл Рзабi Pi=Рпл-Рзаб Qi 1 2 3 4 Рпл Рпл Рпл Рпл Рзаб1 Рзаб2 Рзаб3 Рзаб4 1 2 3 4 Q1 Q2 Q3 Q4 Кi  Qi i К1 К2 К3 К4 4 Строят индикаторные диаграммы и проводят интерпретацию результатов исследований. По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Рзаб или от депрессии (Рпл-Рзаб), называемые индикаторными диаграммами (ИД). Индикаторные диаграммы (ИД) добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс, а водонагнетательных - выше этой оси. Обе индикаторные диаграммы (Q = f(Рзаб) и Q = f()) строят в тех случаях, когда скважины эксплуатируются при сравнительно больших депрессиях (более 0,5…1,0 МПа). Ошибки измерений при этом обычно не приводят к большому разбросу точек при построении ИД в координатах Q = f(Рзаб) (тем более для Q = f()). При малых депрессиях (порядка 0,2…0,3 МПа) разброс точек может быть настолько большим, что индикаторную диаграмму в координатах Q = f(Рзаб) построить не удается. В этих случаях на каждом режиме следует измерять и Рзаб, и Рпл, а индикаторную диаграмму строить в координатах Q = f(). Депрессия, определяемая на каждом режиме, имеет меньшую относительную ошибку, чем Рзаб, т.к. при измерениях за один спуск прибора абсолютные ошибки Рпл и Рзаб примерно одинаковы и поэтому на разность =Рпл-Рзаб почти не влияют. Либо используют не глубинные манометры, а глубинные дифференциальные манометры. Если процесс фильтрации жидкости в пласте подчиняется линейному закону, т. е. индикаторная линия имеет вид прямой, зависимость дебита гидродинамически совершенной скважины от депрессии на забое описывается формулой Дюпюи 2kh( Pпл  Рзаб ) (5.8) Q Rk  ln rc где Q — объемный дебит скважины в пластовых условиях; Рпл — среднее давление на круговом контуре радиуса Rк. Рис. 5.2. Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб) Считается, что давление на забое через некоторое время после остановки скважины становится примерно равным среднему пластовому давлению, установившемуся на круговом контуре с радиусом, равным половине среднего расстояния между исследуемой скважиной и соседними, ее окружающими. Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб) предназначена для оценки величины пластового давления, которое можно определить путем продолжения индикаторной линии до пересечения с осью ординат (Рис. 5.2). Это соответствует нулевому дебиту, т. е. скважина не работает и Рзаб Рпл=Рк. Индикаторная диаграмма Q=f() строится для определения коэффициента продуктивности скважин К. К Q1  Q2 P1  P2 (5.9) В пределах справедливости линейного закона фильтрации жидкости, т. е. при линейной зависимости Q=f(),коэффициент продукРис. 5.3 Индикаторная диаграмма Q = f() тивности является величиной постоянной и численно равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси дебитов (оси абсцисс). По коэффициенту продуктивности скважин, определенному методом установившихся отборов, можно вычислить также другие параметры пласта. 2kh (5.10) К Rk  ln rc Откуда коэффициент гидропроводности  kh  К  ln  2 Rk rc (5.11) Rk rc И проницаемость пласта в призабойной зоне k  (5.12) 2   h Приведенные выше формулы справедливы для случая исследования гидродинамически совершенной скважины (вскрывшей пласт на всю его толщину и имеющей открыты забой) и измеряемые величны (дебит, динамическая вязкость и др.) приведены к пластовым условиям. В случае измерения дебитов гидродинамически несовершенной скважины в поверхностных условиях необходимо это учесть следующим образом. По коэффициенту продуктивности определяются гидропроводность и проницаемость пласта в зоне, примыкающей к скважине:   н  Rк kh   ;  ln  c (5.13)  н 2 ндег  rc  К    ln k   н н  Rк   . ln  c 2h ндег  rc  (5.14) где  н ,  ндег - объемный коэффициент и плотность дегазированной нефти; Rк - радиус контура питания rc - радиус скважины по долоту; h - эффективная толщина вскрытого скважиной пласта; с - дополнительное фильтрационное сопротивление притоку жидкости к скважине, вызванное ее несовершенством (по степени или по характеру вскрытия). Для смешанного несовершенства величина с выражается суммой с=c1+c2, каждая из составляющих которой может быть определена по кривым В. И. Щурова, исходя из степени b  вскрытия пласта  h   , плотности перфорации и диаметра скважины (nD), диаметра h  d  l    отверстий в колонне   0  и глубины каналов в пласте при перфорации  l  к  . D D   Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (Рис 5.4). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта. Рис. 5.4. Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости: 1 – установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2- неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 3 нелинейный закон фильтрации. Искривление индикаторной линии в сторону оси P (рис. 5.4, кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами: 1. Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при котрых линейный закон Дарси нарушается (V>Vкр) 2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Рзаб<Рнас. Чем меньше Рзаб, тем больше радиус этой области. 3. Изменения проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Рзаб. Искривление ИД в сторону оси Q (рис. 5.4, кривая 3) объясняется двумя причинами: 1) некачественные измерения при проведении исследований; 2)неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков. Продуктивные пласты, как правило, неоднородны. Глубинные дебитограммы для них: K1>K2>K3 Р С1 Р С2 Площадь заштрихованного прямоугольника прямо пропорциональна дебиту каждого пропластка. С уменьшением Рзаб (т.е. с ростом P=Рпл-Рзаб) растет работающая толщина пласта (hэф.), откуда по формуле Дюпюи растет Q (рис 5.4, кривая 3). Ошибка в определении пластового давления может привести к искривлению начального участка индикаторной диаграммы, построенной в координатах Q=f(). Рис. 5.5. Индикаторная диаграмма: 2 - замеренное пластовое давление соответствует фактическому; 1, 3 замеренное пластовое давление соответственно завышено и занижено против фактического. Очевидно, если замеренное пластовое давление окажется выше фактического, то построенная индикаторная диаграмма (рис. 5.5, кривая 1) будет располагаться ниже фактической. При этом фактические точки будут располагаться параллельно, но выше построенных по замеренным значениям. Экстраполяция в начало координат создает видимость искривления индикаторной кривой к оси депрессии. Если замеренное пластовое давление окажется ниже фактического, то индикаторная диаграмма в своем начальном участке при экстраполяции его в начало координат может стать выпуклой к оси дебитов (рис. 5.5, кривая 3). Это может привести исследователя к выводу, что вся кривая имеет выпуклый к оси дебитов вид. Для случая искривления индикаторной линии в сторону оси депрессий (Рис. 5.6, а) при нарушении линейного закона фильтрации скорость фильтрации вблизи перфорационных отверстий становится настолько большой, что числа Рейнольдса превышают критические. Уравнение индикаторной линии записывают в виде: (5.15) Рпл  Рзаб  a  Q  b  Q 2 , а саму индикаторную диаграмму индикаторную линию для ее спрямления изображают в координатах    f (Q)  a  bQ (5.16) Q Q где а и b – постоянные численные коэффициенты. Получим индикаторную прямую в координатах Δр/Q=f(Q) отсекающую на оси ординат отрезок, равный а, с тангенсом угла наклона к оси Q, равным b (рис. 5.6, б). В этом случае коэффициент продуктивности К является величиной переменной, зависящей от дебита скважины. Рис. 5.6 Индикаторная диаграмма при нелинейном законе фильтрации: а - ИД в координатах Δр - Q; б - ИД в координатах Δр /Q - Q. Отрезок а, отсекаемый на оси ординат может быть выражен как  R а  н  ln к , 2kh rспр (5.17) где rспр  rс  е (С1 С2 ) , (с1 и с2 – фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по степени и характеру вскрытия). По отрезку а, отсекаемому на оси Δр/Q, находятся гидропроводность и проницаемость пласта  Rк   ln  c  н kh  rc  ; (5.18)  дег н 2 н  k  Rк  c  н  rc  дег 2 h н  н  ln (5.19) Коэффициент b зависит от конструкции забоя скважины. В работе /37/ даны формулы определения коэффициента b для разных условий вскрытия скважинной пласта и разной конструкции забоя. Совершенная скважина: d эф 2 rc  120  b   2, (5.20) m k k f где dэф- эффективный диаметр песчинок; k- коэффициент проницаемости, мкм 2 ;  - удельный вес, г/см 3 ; f – площадь вскрытия забоя. Несовершенная скважина (по характеру вскрытия) 40 d эф 2 D  b ( )  2 , (5.21) m k k f где f- суммарная площадь перфорационных отверстий; D- диаметр перфорационных отверстий - коэффициент зависящий от проникновения пуль в породу 0,15<<0,4 (по Щурову: 0,4 – без учета углубления пуль в породу; 0,15 – с учетом углубления пуль в породу). Если исследуются скважины, вскрывшие трещиноватый коллектор, т.е. искривление индикаторной диаграммы, построенной в координатах Q, определяется деформацией пласта или одновременно и деформацией, и нарушением линейного закона фильтрации, то обрабатывать данные таких исследований следует по формулам, учитывающим и деформацию, и нарушение линейного закона фильтрации за счет инерционных сил. 1  е р  bQ  cQ 2 , а (5.22) где р  pпл  р заб ; a, b, c - постоянные коэффициенты для исследуемой скважины (а - характеризует изменение проницаемости пласта и упругость (ж) жидкости при изменении давления; b – коэффициент, обратный продуктивности скважины; с- учитывает роль инерционных сил при фильтрации) a  ak   ж , (5.23) b  h  Rk  ln  c ; 2 0  rc  (5.24) c 1 , 4 h 2 k0 rc пр (5.25) 2 где k0 — проницаемость пласта при начальном пластовом давлении. Коэффициенты а, b, с находятся по трем точкам (замерам), расположенным равномерно на индикаторной линии. По величинам дебитов и депрессий трех точек Q1, p1; Q2, p2 ; Q3, p3 можно ориентировочно оценить величину коэффициента по формуле 2Bp2  Ap1  Cp3  (5.26) a , Bp22  Ap12  Cp32 где A= Q2Q3(Q3-Q2); B= Q1Q3(Q3-Q1); (5.27) C= Q1Q2(Q2-Q1). Точнее величину коэффициента a можно определить графическим способом, исходя из уравнения 1  e  ap2 1  e  ap1 1  e  ap3 B A C a a a (5.28) Левая и правая части этого уравнения рассчитываются независимо для произвольно заданных значений а, близких к ориентировочному значению (5.26), и величины их наносятся на график. По пересечению двух рассчитанных кривых определяется искомое значение а. Поскольку при этом получаются два значения коэффициента, из них выбирается ближнее по величине к ориентировочному. Коэффициенты b и с (при найденном значении a) находятся путем совместного решения системы двух уравнений, например для двух первых точек: 1  e ap1 (5.29)  bQ1  cQ12 ; a 1  e ap2 (5.30)  bQ2  cQ22 . a Проницаемость трещиноватого пласта при начальном давлении определяется по формуле  R   н  ln k  c  rc . (5.31) k0    2hb При фильтрации в пласте газонефтяной смеси коэффициент продуктивности в принципе величина переменная и зависит от депрессии. Если обработку индикаторной диаграммы проводить также, как и для фильтрации однофазной жидкости, то в итоге можно определить фазовые гидропроводность и проницаемость для нефти при разных забойных давлениях. Однако часто необходимо знать физическую проницаемость коллектора и соответствующую ей гидропроводность пласта. Для этой цели используют методику обработки результатов исследований, основанную на применении вспомогательной функции С.А.Христиановича Н, имеющей размерность давления и учитывающей изменения фазовой проницаемости для жидкости, вязкости нефти и объемного коэффициента при выделении из нее растворенного газа в пласте. Для скважин, эксплуатирующихся при фильтрации по пласту газированной нефти ( рзаб  pнас ), индикаторная кривая должна строиться в координатах Qн Н . Здесь H  ( H k  H c ) - депрессия на забое скважины, выраженная в функциях, учитывающих двухфазную фильтрацию по пласту (жидкости и газа): Fн   pH dp, H    н ( p) н ( p) (5.32) pC где Fн(ρ) - относительная проницаемость пласта для нефти при наличии свободного газа; μн(p), ωн (p) - зависимости вязкости и объемного коэффициента пластовой нефти от давления. Определяемый по прямолинейному участку коэффициент   является аналогом коэффициента продуктивности скважины (при однофазном потоке) и связан с ним соотношением η΄=ημнωн(рнас). (5.33) Величины ΔΗ рассчитываются для каждого установившегося режима работы скважины при pзаб < pнас по данным замеров в процессе ее исследования величин pзаб, pпл, газового фактора Г и материалов лабораторных исследований зависимостей свойств нефти от давления (μн, ωн и растворимость газа в нефти S). Функции Н определяются с помощью безразмерных зависимостей Н* от р* (рис. 5.7), которые построены для семи значений коэффициента  , характеризующего соотношение свойств газа и нефти в пластовых условиях:  г , н (5.34) S ( pнас ) (5.35) рнас Безразмерные функции Н* и р* имеют следующие связи с функцией Н' и давлением H (5.36) H*  , г p АТ Г где  н p p*  p AT г Г н . (5.37) Рис. 5.7. Зависимость Н*(р*) для несцементированных песков Для обработки результатов исследования скважин удобно пользоваться аналитическими зависимостями Н ( р*) для соответствующих интервалов р* (см. табл. 5.2). Анализ методики расчетов ΔΗ показал, что при снижении пластовых давлений до 40% ниже pнас, а забойных — до 50% их можно производить упрощенно. С этой целью для каждой рассматриваемой залежи предварительно строятся прямолинейные графики Г(р) по формуле   Н ( рнас )  (5.38) Г  р, *    Г ( рнас ) рпер  * где р пер - значение безразмерного давления, которому соответствуют переломы зависимости Н* (р*) при данном  . Таблица 5.2 Аналитические формулы зависимости Н* (р*) для несцементированных песков  г н Интервалы р* Н* (р*) 0  р*  15 Н* = 0,375 · р* 15  р*  50  1 = 0,005 Н* = 0,649 · р* — 4,175 50  р*  200 Н* = 0,852 · р* — 16,231 0  р*  15 Н* = 0,390 · р* 15  р*  30  2 = 0,010 Н* = 0,623 · р* — 3,306 30  р*  100 Н* = 0,814 · р* — 10,030 0  р*  20 Н* = 0,428 · р*  3 = 0,015 20  р*  66,7 Н* = 0,784 · р* — 7,219 0  р*  13,8 Н* = 0,383 · р*  4 = 0,020 13,8  р*  50 Н* = 0,751 · р* — 5,372 0  р*  7 Н* = 0.278 · р*  5 = 0,030 7  р*  33,3 Н* = 0,697 · р* — 3,273 0  р*  7 Н* = 0,285 · р*  6 = 0,040 7  р*  25 Н* = 0,683 · р* — 3,013 7  р *  Н* = 0,301 · р*  7 = 0,050 Н* = 0,678 · р* — 2,746 7  р*  20 Если точки для рассматриваемого режима работы скважины (рпл, Г и pзаб, Г) располагаются в одной области зависимостей Г (р), т. е. не разделяются прямой, то величина ΔН определяется по формуле а (5.39) Н  р  н н ( ~р ) где а — угловой коэффициент зависимости Н* (р*) в соответствующей области; ~ р - среднее давление (между рпл и рзаб). Если точки рпл, Г, и рзаб, Г расположены по разным сторонам от разграничительной * * прямой, то величины Н пл и Н заб необходимо рассчитывать по табл. 5. 2 (или определять по рис. 5.7) в зависимости от рпл и рзаб. Величина Н при этом определяется как * *  ( Н пл  Н заб ) Н  , (5. 40) ~ н н ( р ) где   рат г Г н (5.41) Величина проницаемости при этом рассчитывается по формуле  R    ln k  c  rc . k  (5.42) 2h Если скважина эксплуатирует несколько пластов, вскрытых единым фильтром, то ее необходимо исследовать одновременно глубинными дебитомером (расходомером) и манометром. На рис. 5.8 в качестве примера приводится профиль притока жидкости в скважину по разрезу пласта, зафиксированный глубинным дебитомером на одном из режимов ее работы. Снятие профилей притока на нескольких режимах работы скважины с одновременным замером забойного давления на каждом из них позволяет определить для каждого пласта (пропластка) величины коэффициента продуктивности (или приемистости - для нагнетательных скважин) и текущего пластового давления. Если индикаторные кривые по скважинам и по пропласткам на исследуемом объекте получаются прямолинейными, то для указанных целей достаточно исследовать скважины на трех режимах работы. Если же можно ожидать нелинейности индикаторных кривых, то исследования следует проводить на пяти - семи режимах. Результаты исследования по пропласткам и для всего пласта в целом наносятся на общий график (рис. 5.9). Рис. 5.9. Индикаторные линии по Рис. 5.8 . Каротажная диаграмма (а) разреза пласта и профиль притока (б), снятый глубинным скважине с тремя пропластками в разрезе дебитомером на одном из режимов работы пласта и общая индикаторная линия по скважине. скважины. Коэффициенты продуктивности определяются для каждого j–того пропластка по формуле Qi 1  Qi (5.43) j  p забi  p забi 1 где Qi; Qi+1 и p забi ; p забi 1 - дебиты пропластков и соответствующие им забойные давления на двух режимах работы скважины. Пластовые давления в каждом из пропластков определяются путем экстраполяции индикаторных линий до пересечения с осью забойных давлений (при Q = 0 p заб = рпл). Величина общего коэффициента продуктивности по скважине должна быть равна сумме коэффициентов продуктивности всех действующих пропластков. Параметры пласта по каждому из пропластков рассчитываются по формулам (5.13) и (5.14).