что такое индикаторная кривая

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Индикаторная кривая

Индикаторные кривые ( рис. 44) показывают четкое разга-зирование при давлении 8 9 МПа. Однако следует помнить, что газ в пористой среде будет действовать на расход после достижения некоторой критической насыщенности, поэтому необходим на некоторое время и перепад давлений для воздействия газа на искривление индикаторных кривых. [32]

Индикаторная кривая в этом случае может быть даже вогнутой к оси дебитов. Для получения правильной характеристики недостаточно иметь только качественную оценку характера примеси при помощи нородоуловнтеля, а с целью правильного установления технологического режима работы скважин необходимо знать точное количество твердых и жидких примесей при различных режимах работы скважины. Для этого необходимо при исследовании скважин применять передвижные сенарационпые установки, при помощи которых, кроме того, можно определять необходимое количество сепараторов для осуществления нормальной эксплуатации скважин. [38]

Индикаторные кривые для различных законов фильтрации имеют качественно разный характер. [40]

Индикаторные кривые II и III типов указывают на снижение роли трещинной составляющей в фильтрационном процессе. Начинает проявляться вклад блоковой ( Б) пустотности в дебит нефти. [43]

Индикаторная кривая скважины обычно изменяется в процессе эксплуатации скважины и это изменение возможно предвидеть, используя данные разработки пласта. Решая задачи, описанные выше, для различных периодов разработки, каждый из которых характеризуется своей индикаторной кривой, можно получить также изменение во времени и для эксплуатационных параметров. [44]

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Индикаторная кривая

Индикаторные кривые при фильтрации сухого газа через высушенный до постоянного веса керн сним. [1]

Индикаторные кривые обычно строят по результатам исследования скважины и в процессе эксплуатации наблюдают за их изменением. [2]

Индикаторные кривые при наличии в пористой среде неподвижной гидратной фазы были сняты при равновесных условиях, так как после зарождения центров кристаллизации влияние пористой среды на условия образования и разложения гидратов не наблюдается. [3]

Индикаторная кривая в этом ел у1 ае может быть даже вогнутой к оси дебитов. Для получения правильной характеристики недостаточно иметь только качественную оценку характера примеси при помощи породоуловителя, а с целью правильного установления технологического режима работы скважин необходимо знать точное количество твердых и жидких примесей при различных режимах работы скважины. Для этого необходимо при исследовании скважин применять передвижные сепарационные установки, при помощи которых, кроме того, можно определять необходимое количество сепараторов для осуществления нормальной эксплуатации скважин. [7]

Индикаторные кривые в данном случае выражены прямыми, так как было принято, что показатель п уравнения производительности равен единице. Яо, которые характеризуют пропускную способность подъемной колонны труб для жидкости. [10]

Индикаторная кривая в этом случае, так же как и при недо-восстановленном пластовом давлении, пересекает ось абсцисс. [12]

Индикаторные кривые а и в рис. 17 построены по величинам рпл, снятым с КВД, а кривая б-по величине рпл, определенной с помощью кривых изменения давления после остановки скважины и после подлива в нее жидкости. [15]

Источник

Документы

Рис. 2.1. Типичная индикаторная кривая (IPR)

q max = теоретический дебит скважины (AOFP)

Соотношение забойного давления с притоком

Для однофазной нефти или жидкостей индикаторная кривая, представленная на рис. 2.1, определяется законом Дарси для радиального потока следующим образом:

приток нефти к скважине, stb/D (стандартных баррелей/день),

объемный коэффициент нефти, bbl/stb (баррелей/станд. баррель),

вязкость нефти, сантипуаз, проницаемость породы о нефти, миллидарси, эффективная мощность пласта, фут, среднее пластовое давление, psia (пи эс ай), гидродинамическое забойное давление, psia, радиус дренирования, фут,

где А — это площадь круга дренирования, кв.

радиус ствола скважины, фут, суммарный скин,

псевдоскин, возникающий из-за турбуленции. В нефтяных скважинах это слагаемое незначительно, особенно для низкопроницаемых коллекторов.

Можно показать, что при r_e = 1.466 фут, r_w = 0,583 фут, s_t = 0 и отсутствии турбуленции закон Дарси принимает следующую упрощенную форму:

Эта простая формула часто применяется для оценки дебита скважин.

Исходя из закона Дарси

Концепция коэффициента продуктивности (PI) не применяется для газовых скважин, так как соотношение забойного давления и дебита в этом случае является не прямой линией, а кривой.

Коэффициент относительной продуктивности (КОП)

КОП определяется как отношение действительного коэффициента продуктивности к идеальному коэффициенту продуктивности (s, =0)

т — наклон однолагорифмической прямой (Хорнер или MDH).

КОП также называют эффективность дебита, показатель повреждения пласта законченной скважины или степень повреждения пласта.

Пример 2-1. Закон Дарси является, возможно, самым главным уравнением в раз

работке месторождений. Эта зависимость связывает дебит с депрессией и часто применяется при принятии решений по стимуляции. Следующий пример иллюстрирует подобный случай:

h (эффективная мощность пласта) = 50 футов,

Р_е (начальное пластовое давление) = 3000 psi,

Р^забойное давление) = 1000 psi,

В (объемный коэффициент) = 1,1 resbbl/stb,

(i (вязкость) = 0,7 сантипуаза,

r_w (радиус скважины) = 0,328 фута (7-7/8( дюйма).

1. Влияние площади контура питания

2. Влияние проницаемости и скина.

Если к = 0,1 миллидарси, устранение скина приведет к увеличению дебита всего на 7 баррелей/день.

Q них = теоретический дебит скважины (AOFP) = 3672 СТБ / д

Для следующих данных по нефтяной скважине рассчитать

а) теоретический дебит скважины и построить индикаторную кривую,

б) коэффициент продуктивности.

Эффективная мощность h = 40 футов

Среднепластовое давление Р_г = 3000 psig

Температура пласта Т = 200 °F (по Фаренгейту)

Расстояние между скважинами А = 160 акров (43 560 футов 2 /акр) Диаметр ствола скважины D = 12-1/4 дюйма (без обсадной колонны)

Объемный коэффициент В₀ = 1,2 (баррель /ст. баррель)

Вязкость нефти ц₀ = 0,8 сантипуаза

(предположим скин = 0 и отсутствие турбулентности)

Применяем закон Дарси для радиального притока

(б) Коэффициент продуктивности (PI) Ч_

1. Интерпретация тестирования неустановившегося режима, к.т. восстановление давления, снижения давления и интерференция дают следующие данные

В нагнетательных скважинах тест восстановления давления называется тестом резкого снижения, а тест снижения давления называется тестом на приемистость.

2. Специальные исследования скважин, т.е. расширенный тест на снижение давления или определение границ пласта, применяются для определения контура питания и г_е.

3. Данные каротажа и исследования керна применяются для определения kuh.

Довольно часто при правильном проведении и интерпретации методы интерпретации исследований скважин приносят самые типичные значения таких параметров пласта, как kh/[i, Р_г и др. Эти значения являются среднеобъемными значениями в радиусе проведения исследований, в то время как каротаж и исследования керна определяют значение к в отдельных точках вокруг ствола скважины.

Закон Дарси для линейного потока

Проницаемость (к): способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость и газы. В простейшей форме закон Дарси, применяемый к прямоугольному образцу породы, имеет вид

q — объемный расход жидкости, см 3 /сек,

к — проницаемость породы, дарси,

Р1-Р2 — перепад давлений на образце, атмосфер.

Из этой формулы проницаемость пористой среды, равная одному дарси, определяется для однофазного потока вязкостью один сантипуаз, полностью заполняющего пустоты среды и текущего через образец, при условии вязкого потока объемом один кубический сантиметр в секунду через поперечное сечение в один квадратный сантиметр при падении давления в одну атмосферу на один сантиметр. Данное определение применимо в основном к материнской породе. В карбонатах, некоторых песках, углях, а также в других породах, в которых часто присутствуют растворенные каналы, естественные или наведенные трещины, эти каналы или трещины изменяют эффективную проницаемость всей горной породы. Можно показать, что в материнской породе с низкой проницаемостью несколько трещин могут привести к значительному изменению эффективной проницаемости породы. Также можно показать, что проницаемость (в дарси) трещины шириной w (в дюймах) на единицу высоты рассчитывается по следующей формуле

Следовательно, трещина шириной 0,01 дюйма в куске породы будет соответствовать проницаемости породы 5440 дарси. Заметьте, что наличие всего нескольких таких трещин в породе с низкой проницаемостью может существенно увеличить эффективную проницаемость породы.

Эффективная мощность пласта (h): средняя толщина пласта в зоне дренирования, через которую жидкость поступает в скважину. Под эффективной мощностью пласта понимается не только высота зоны перфорации или толщина пласта, встречающаяся в скважине.

Среднепластовое давление (Р_г): если заглушить все скважины месторождения, стабилизированное давление в пласте называется среднепластовым давлением. Лучшим способом получения приблизительного значения этого давления является тест на восстановление давления.

или уменьшенный радиус скважины

где m — наклон полулогарифмической прямой из Хорнера или Миллера,

sj — скин-эффект вследствие повреждения породы (+ve),

s_pp — скин-эффект вследствие частичного проникновения скважины

Dq> скин эффект вследствие турбуленции или скин, зависящий

от темпа отбора (+ve),

s₀ — скин-эффект вследствие наклона скважины (-ve),

s_s — скин-эффект, возникающий вследствие стимуляции (в основном

Только положительный скин можно рассматривать с данной точки зрения. Необходимо заметить, что Sj в лучшем случае может быть уменьшен до нуля кислотной обработкой. Тем не менее искусственные трещины могут накладывать отрицательный скин (s_s) в дополнение к сведению скина из-за повреждения породы (sj) к нулю.

Используя концепцию скина как кольцеобразной зоны вокруг скважины с измененной проницаемостью, Хокинс построил модель скважины, как показано на рис. 2.5:

Исходя из данной формулы видно, что, если скин s, равен нулю, т.е. скважина не повреждена, проницаемость измененной зоны кд равняется проницаемости коллектора к_г или r_w равен rj. Положительный скин служит признаком поврежденной скважины, в то время как отрицательный подразумевает стимуляцию.

Формула Дарси для однофазного газа имеет следующий вид:

q_g — дебит газа, млн ст. куб. футов/день,

температуре и среднем давлении, доля (Приложение А),

— вязкость газа,сантипуаз (Приложение А),рассчитана при средней температуре и среднем давлении.

Все остальные параметры в формуле 2.1 известны. Обратите внимание, что скин уменьшается только при стимуляции, турбуленция уменьшается путем увеличения плотности перфорации или комбинацией обоих методов.

q_g — дебит газа, млн ст. куб. футов/день,

к — проницаемость, мдарси,

h — эффективная мощность пласта, футов.

Данная формула применяется для быстрой оценки дебита газа из скважины. Турбулен-ция Dq_g в формуле 2.2 называется скином, возникшим из-за турбуленции. В газовых скважинах он может быть весьма значительным и требовать дополнительной оценки для принятия решения о путях его снижения. В высокопродуктивных нефтяных скважинах данный член также может иметь большое значение. Для оценки скина из-за турбуленции формулу Дарси можно переписать в следующей форме:

Обе эти формулы можно привести к линейной форме, разделив обе части выражения на дебит:

График, построенный на исследованиях по четырем точкам

Беря за основу четырехточечный тест (КВД), где забойное давление фонтанирования P_wf рассчитывается для четырех установившихся дебитов q, на картезианской бумаге строится график, показанный на рис. 2.6а. Точка пересечения графика с осью ординат и наклон кривой на рис. 2.6а дают значения констант а и Ь, определяющих прямую линию. Коэффициент турбуленции может быть рассчитан, зная Ь. Диагностика четырехточечного теста приведена на рис. 2.66. Необходимо отметить, что данные со скважины, представленные в случае 1, не показывают наличия какой-либо турбуленции, так как наклон графика равен нулю, соответственно значение b также равно нулю. В то же время турбулен-ция или скин, возникающий из-за турбуленции, увеличиваются по мере увеличения наклона прямой, как показано в случае 2 и 3.

Джоунс, Блоунт и Глэйз модифицировали формулу Дарси для радиального притока путем аналитического выражения коэффициента турбуленции D как функции интервала перфорации и коэффициента турбуленции газа или нефти в породе р. Данные формулы приведены в Приложении А (секции 1Д и 2Б).

проницаемость, низкий скин

4. Стимуляция для уменьшения скина

5. Стимуляция и перфорация

Оценка данных теста по четырем точкам, по Джонсу, Блонту, Глэйзу (Jones, Blount, Glaze)

Таблица 2.1. Граничные факторы для различных контуров питания и положений

Рг-Р*4 B_oii_o[\n(x)-0J5+s>’ где даётся в Таб. 2.1 для различных форм контура питания и расположения скважин.

а) На скважине с установившимся дебитом q₀ = 1000 баррелей/день тест КВД показывает следующее: kh/\l = 20 мдарси-футов/сантипуаз; s₍ = 2.

Рассчитать падение давления из-за скина для В₀= 1.

б) Построить IPR (индикаторные кривые) по следующим скважинным данным и представить таблицу зависимости теоретического дебита (AOFP) от скина.

Нефтяная скважина: к = 5 мдарси h = 20 футов Ц₀ = 1,1 сантипуаза сетка = 80 акров Радиус контура питания

AOFP (стандартных баррелей (СТБ) / день)

Исходя из того, что КП (PI) прямая линия, для нефтяных скважин р_г и AOFP определяют индикаторную кривую.

с) Нарисовать индикаторную кривую для газовой скважины со следующими параметрами. Рассчитать теоретический дебит скважины (AOFP):

Т = 200°F Ц = 0.019 сантипуаза

скин = 1 Из раздела (б)

(без учета турбуленции)

Дебит (млн ст. куб. футов/день)

д) Рассчитать теоретический дебит скважины для примера (б) для квадратной зоны дренирования вместо радиальной и скина, равного нулю.

Представленные данные получены в ходе измерения тяной скважины.

Используя метод Джонса, Блонта, Глэйза, рассчитайте:

Строим график зависимости q от (p_r— p_wj)lq в декартовых координатах, основываясь на представленных данных. Для этого подготовим следующую таблицу:

Через полученные точки проводим прямую, получая таким образом точки пересечения с осями и наклон. Уравнением прямой является

Решаем квадратное уравнение относительно q:

Выбираем положительное решение уравнения

Теоретический дебит скважины составляет 2031 (СТБ/день).

Закон Дарси распространяется только на однофазный поток в пласте. В случае нефтяного пласта однофазный поток имеет место при забойном давлении выше давления насыщения пластовой жидкости при пластовой температуре. В течение разработки месторождения пластовое давление продолжает падать, если не применяется закачка жидкости или заводнение. Следовательно, в течение истощения залежи забойное давление падает ниже давления насыщения, что приводит к совместному однофазному и двухфазному потоку в пласте. Для расчетов в этом случае требуется композитная индикаторная кривая. Перед тем как перейти к обсуждению композитной индикаторной кривой, кратко обсудим фазовые превращения.

Образцы пластовых жидкостей, взятые при пластовом давлении, анализируются в PVT-бомбах для построения фазовых диаграмм. Типичная фазовая диаграмма для тяжелой нефти представлена на рис. 2.7 и показывает физическое состояние флюида. Исходя из среднего пластового давления, забойного давления и соответствующих им температур можно определить состояние пластового флюида, т.е. одну фазу, две фазы или комбинацию. Данная информация используется при определении формулы для построения индикаторной кривой.

A BLACK OIL В COMPOSITE С WET GAS D DRY GAS

E SOLN. GAS DRIVE OIL

Типичная фазовая диаграмма дегазированной нефти

Отношение Вогеля для притока

В случае двухфазного потока в пласте, когда пластовое давление р_г ниже давления насыщения, рекомендуется применять отношения Вогеля для определения притока (рис. 2.8)

Данную индикаторную кривую можно построить либо если мы знаем теоретический дебит скважины q_{0 max} и пластовое давление либо пластовое давление р_г и дебит при известном забойном давлении. В любом случае нам потребуется КВД для определения р_г и измерение притока с забойным датчиком.

Различные формы отношения дебита к забойному давлению (IPR)

Композитная индикаторная кривая

Рис. 2.9. Композитная индикаторная кривая Вогеля

Необходимо отметить, что индикаторная кривая Вогеля не зависит от скин-фактора и поэтому может применяться только для неповрежденных скважин. Стэндинг [11] ввел поправку индикаторной кривой Вогеля для поврежденных или простимулированных скважин.

Поправка Стэндинга для индикаторной кривой Вогеля

FE = 1 неповрежденная скважина,

Значения p_D и t_D берутся с графиков соответствия или из данных исследований, таких, как kh/[L и s, а также других доступных параметров скважин и пластов.

Из определения ФЭП (FE)

P’wf=P,-FE(pr-Pwfi)-Таким образом, индикаторная кривая Вогеля может быть записана как

Для больших отрицательных значений скин-фактора или фактора эффективности притока (ФЭП/FE) и низких давлений эти индикаторные кривые предсказывают более низкие дебиты, чем достигаемые в реальности.

Отношение дебита к максимальному дебиту без повреждений qo / (qo) max [FE = 1.0]

Многоступенчатое исследование газовых скважин методом противодавления является стандартной процедурой построения кривой производительности или производительности газовой скважины. Феткович применил данные исследования на нефтяных скважинах при пластовом давлении выше и ниже давления насыщения. Основной вывод из этих исследований состоит в том, что, как и в газовых скважинах, соотношение дебита и забойного давления в нефтяной скважине, или индикаторная кривая нефтяной скважины, имеет следующую формулу:

Данная формула также называется формулой нефтяной и газовой производительности. Показатель степени п лежит между 0,5 и 1,0 для нефтяных и газовых скважин. Значение п меньше чем 1,0 часто является следствием не Дарси-эффектов. В таких случаях может использоваться не Дарси-множитель притока. Коэффициент С представляет коэффициент продуктивности залежи. Следовательно, данный коэффициент увеличивается с ростом кики уменьшается с увеличением скина.

Индикаторные кривые Фетковича являются частными случаями индикаторных кривых скважин и получаются как результат многоступенчатых исследований скважин методом противодавления, таких, как изохронные испытания.

Многоступенчатый тест или исследование скважин методом противодавления (испытания на неустановившемся притоке при переменных дебитах)

последовательность ® (по Фетковичу) о-

Пример. Многоступенчатый тест

рассчитываются для любого q и соответствующего ему p_wf, полученного с фильтрационного графика.

Рис. 2.13. Изохронный тест, дебит

и диаграмма давления

Рис. 2.15. Зависимость

при изохронном тесте

Для анализа данных исследований строятся графики зависимости log(p_r 2

Pwfs 2 ) от l°g как показано на рис.2.14, для каждого периода работы скважины на определенном дебите. Далее проводятся прямые линии через полученные точки, по одной для каждого дебита. Угол наклона п всех кривых должен быть одинаков, прямые должны быть параллельны. С увеличением времени эти прямые должны располагаться все ближе и ближе друг к другу. Угол наклона п рассчитывается для любой из этих прямых по формулам, используемым при испытаниях на неустановившемся притоке при переменных дебитах. Коэффициент С рассчитывается, основываясь на прямой с наклоном п, проведенной через точку, соответствующую последнему стабилизировавшемуся дебиту продленного периода в конце испытания.

Более точным методом определения С является метод, приведенный на рис. 2.15, где построен график зависимости log С от log t. Плавная кривая проведена через все точки. Значение С в точке, где график становится асимптотичен оси времени, считается действительным значением С. Часто необходимо проэкстраполировать кривую для определения действительного значения С.

Рис. 2.16. Модифицированный изохронный тест. Дебит

и диаграмма давления

Закон Дарси предполагает, что толщина или эффективная мощность пласта прямо пропорциональна производительности скважины. Продуктивная длина горизонтальной скважины может быть значительно больше. В горизонтальных скважинах производительность напрямую не зависит от длины. С увеличением длины горизонтальной скважины ее производительность увеличивается очень медленно. Тем не менее горизонтальные скважины могут быть очень длинными. Их длина ограничивается только экономическими показателями. В неоднородных пластах или пластах с естественной трещиноватостью подобные скважины могут быть пробурены перпендикулярно плоскости естественных трещин с целью значительного увеличения производительности. На месторождении Роспо Мэа в Италии горизонтальная скважина дает в 10 раз больше соседних вертикальных. В маломощных низкопроницаемых пластах это менее вероятно.

ГПТГТТШ! 111111ITI111111111111111111111111IIП111111 ml II1111111111111II1111111

Модель дренирования горизонтальной скважины

Соотношение между притоком и забойным давлением для горизонтальной скважины, пробуренной по центру пласта (рис. 2.18), определяется уравнением

где индексы h и v относятся к горизонтальной и вертикальной плоскости соответственно. Все переменные в данной формуле даны в нефтепромысловых единицах, и она может быть применена в газовой скважине в соответствии с формулой Дарси для газа.

Горизонтальная проницаемость, к/, 0,06 мдарси

Вертикальная проницаемость, k_v 0,06 мдарси

Среднепластовое давление, р_т 800 psia

Мощность пласта, h 1600 футов

Длина горизонтального участка, L 2770 футов

Решение: г = 0,9 (по корреляции Стэндинга),

0,79+0,58P ln(l920p) q_x = 1057 (млн ст. куб. футов/день)

В резервуарах с очень низкой проницаемостью (меньше 0,1 мдарси) очень тяжело разработать поддающийся интерпретации тест. Самая большая проблема в этом случае это время, необходимое для достижения радиального притока бесконечного размера, что делает подобные тесты непрактичными. Следовательно, становится очень сложно получить такие характеристики пласта, как (kh/ц), s, р_г и т.д., для установления КП (коэффициента продуктивности). Многоступенчатые исследования для определения индикаторных кривых также становятся достаточно сложными из-за времени, необходимого скважине для стабилизации на каком-либо дебите, если в скважине вообще есть приток. К сожалению, на большинстве таких низкопроницаемых скважин был произведен ГРП. После ГРП эффективный радиус скважины значительно увеличивается. В этом случае становится еще сложнее получить радиальный приток, чтобы можно было применить типовой анализ Хорнера для исследования скважин после ГРП. Данные тесты после ГРП дают свойства трещин ГРП, такие, как проводимость трещины, полудлина трещины и т.д.

Очень часто, когда стандартный анализ (Хорнер/полулогарифмический анализ и т.д.) не подходит для интерпретации результатов теста, применяется техника наложения на типовую кривую для определения параметров пласта, таких, как (kh/^i), s и т.д.

После определения параметров пласта типовые кривые могут использоваться для построения притока на неустановившемся режиме. Плотные формации остаются в неустано-вившемся режиме в течение длительного времени после запуска скважины. В течение этого неустановившегося периода, типовые кривые (ТК) могут быть использованы для построения индикаторных кривых неустановившегося режима (ИКНР). ИКНР позволяют рассчитывать накопленную добычу в этот период в дополнение к дебитам, рассчитываемым по индикаторным кривым установившегося режима.

Типовые кривые (ТК) являются графическим представлением решения уравнения проводимости для постоянного падения дебита и различных граничных условий. Уравнение проводимости является математическим описанием феномена течения жидкости в пласте к скважине. Каждая типовая кривая (ТП) допускает следующие типы коллекторов и скважин:

• однородные пласты со скважинами и скином или без;

• однородные пласты с индуцированными трещинами в скважине;

• пласты с двойной пористостью или естественной трещиноватостью;

• пласты с большим количеством пропластков и т.д.

Три переменные по осям х, у и z типовой кривой являются соответственно безразмерным давлением, безразмерным временем и переменной, представляющей условия в присква-женной зоне или форму границы. В зависимости от условий в стволе скважины (освоение скважины) переменная z может быть

• дополнительным скважинным притоком (с) или скином (s) в случае однородного пласта;

• проводимостью трещины (F_CD) в случае скважин с индуцированными трещинами.

Все ТК строятся на логарифмической бумаге, таким образом, форма кривых напрямую зависит от замеров времени и давлений, полученных при исследовании на неустановившемся режиме. Другие параметры, такие, как kh, Ц, q, ф и др., влияют на совпадение графика данных исследования и ТК. Объяснение данного факта может быть дано при помощи ТК для однородного пласта с дополнительным скважинным притоком и скином.

Типовая кривая однородного пласта

ТК для однородного пласта с дополнительным скважинным притоком и скином представляет p_D как функцию fo/Cp для различных Ср? 25 на Рис. 2.19 (Gringarten et al Flopetrol Johnston Schlumberer). Эта ТК широко известна как типовая кривая Флопетрол Джонстон (Flopetrol Johnston). Периоды, в которых доминирует дополнительный скважинный приток для всех значений Cpe 2s ложатся на одну линию (с одним наклоном). Конец участка графика линии с одним углом наклона для различных значений Сре 25 отмечен на ТК. Начало участка кривой, представляющего бесконечный радиальный приток, отмечено на графике. Данная кривая не показывает эффект границ, а посему не может строго применяться к бесконечному резервуару. В реальности, как только скважина чувствует влияние границ, данные типовые кривые смещаются вверх. Безразмерное время при влиянии граничных условий зависит от того, насколько эти границы далеко от скважины. Типичная типовая кривая для скважины без границы контура питания представлена позже для скважины после ГРП (рис. 2.20).

Преимуществом ТК Флопетрол Джонстон (Flopetrol Johnston) является простота совмещения и ясное определение режимов притока, таких, как конец периода дополнительного притока скважины, начало периода бесконечного радиального притока и т.д. На данной типовой кривой безразмерные переменные определяются следующим образом:

Рис. 2.19. Типовая Кривая для однородного

Данные безразмерные группы представляют универсальную шкалу давления и времени. На самом деле ТК представляют глобальную реакцию давления по времени на различные уровни дебитов и закачки. Представление этих переменных в логарифмических координатах делает возможным совмещение их с графиком зависимости давления от времени, полученным при испытании скважины. Логическое обоснование данного факта заключается в следующем:

где x =fl.k, h, p., С)- константа для системы скважина-пласт. Следовательно, log рр и log t_D фактически являются log Ap_D и log Af соответственно, переведенными некими константами, определяемыми характеристиками пласта. Таким образом, если используется правильная типовая кривая, представляющая модель пласта, реальный и теоретический графики зависимости давления от времени совпадают по форме но смещены по масштабу при построении в логарифмических координатах.

Соотношение для расчета притока при неустановившемся режиме

Бесконечный однородный пласт

Индикаторные кривые неустановившегося режима для бесконечного пласта могут быть построены с использованием типовых кривых Флопетрол Джонстон (Flopetrol Johnston) как показано в примере.

Источник