Метод заснований на вимірюванні дебіту і забійного тиску при дещо стабілізувалася режимах роботи свердловини. Отримані результати виражають у вигляді залежності між дебітом і депресією на забої свердловини (індикаторної діаграми) (рис.).
При фільтрації рідини індикаторні лінії зазвичай прямолінійні по всій довжині або на початковій ділянці.
За добувним скважінамвипуклость індикаторної лінії до осі дебітів вказує на зменшення коефіцієнта продуктивності скв. зі збільшенням депресії на вибої. Це може бути викликано порушенням лінійного закону фільтрації в прискважинной зоні пласта.
Іншою причиною може бути зменшення проникності колектора при значному зниженні забійного тиску внаслідок змикання тріщин.
Опуклість індикаторних ліній до осі тисків може бути наслідком поступового включення в процес фільтрації при зниженні забійного тиску раніше непрацюючих частин ефективної товщини пластів.
За нагнітальним свердловинах основною причиною викривлення індикаторних ліній є розкриття мікротріщин в пласті в міру збільшення забійного тиску.
На викривленому ділянці інд. кривої коеф. продуктивності (приемистости) мінливий і для кожної точки кривої визначається як відношення дебіту (приемистости) до відповідного перепаду тиску.
Значення коефіцієнта продуктивності (приемистости) використовують для прогнозу дебітів (приемистости) скв. при перепадах тиску, допустимих в розглянутих геологічних умовах.
У геол.-промисловій практиці часто користуються питомий коефіцієнт продуктивності (приемистости) Куд. характеризує значення коефіцієнта продуктивності (приемистости) на 1 м працює товщини пласта:
Коеф. продуктивності чисельно дорівнює тангенсу кута # 945; між індикаторної лінією і віссю перепаду тиску: Кпрод = tq # 945 ;.
За даними дослідження свердловин (за методом сталих відборів) оценіваетсяосновная фільтраційна характеристика пласта - коефіцієнт проникності. а також комплексні характеристики пластів. враховують одночасно два-три основних властивості продуктивних пластів, що впливають на розробку покладів.
1. Коефіцієнт гідропроводності (м 5 / (Н × с) -найбільш ємна характеристика продуктивного пласта, що визначає його продуктивність в свердловині.
де kпр - проникність пласта в районі досліджуваної свердловини;
h - працююча товщина шару;
m - в'язкість рідини або газу.
2. Коефіцієнт провідності, (м 4 / (Н × с)) - характерізуетподвіжность флюїду в пластових умовах в районі свердловини.
де kпр - проникність пласта в районі досліджуваної свердловини;
m - в'язкість рідини або газу.
3.Коеффіціент пьезопроводності (м 2 / с) характерізуетскорость перерозподілу тиску в пласті (останнє відбувається не миттєво, а протягом деякого часу внаслідок пружності породи і міститься в ній рідини).
де kпр- коефіцієнт проникності пласта;
# 956; - в'язкість нафти в пластових умовах
b * - коефіцієнт упругоемкості пласта.
Упругоемкость пласта обумовлюється сжимаемостью скелета колектора і нафти, що заповнює його, і виражається формулою:
де bж і bс - коефіцієнти стисливості пластової рідини і пористого середовища, kп - коефіцієнт пористості;
Одним з основних факторів, що впливають на форму індикаторних ліній, вважають порушення лінійного закону фільтрації. Таке порушення може бути наслідком недосконалості свердловини за характером, ступеня або методу розтину.
Дослідження свердловин при невстановлених режимах проводять при використанні даних про вимірі тиску, який відновився в зупиненій або знижується після відкриття свердловин.
Якщо в свердловині, які тривалий час експлуатується при сталому режимі, миттєво змінити дебіт, то тиск в будь-якій точці пласта, віддаленої від центру свердловини на відстані R, почне змінюватися відповідно до залежності:
= З лек 7.1. = Пластовий тиск в продуктивному горизонті на будь-яку дату, що встановлюється при роботі практично всього фонду свердловин, називають поточним або динамічним пластовим тиском.
Динамічне пластовий тиск в різних частинах поклади можна визначити шляхом виміру його в наявних окремих простоюють свердловинах і в спеціально зупинятися одиничних свердловинах (при збереженні фонду найближчих до них свердловин в роботі).
Заміряне в зупиненій свердловині тиск буде відповідати динамічному за умови, що завмер виконаний після припинення руху рідини в прискважинной зоні і стовбурі свердловини. Значення забійного тиску в свердловині визначають в період сталого режиму її роботи, пластового - після тривалої зупинки свердловин (від декількох годин до доби і більше). Для отримання даних про забійній і пластовому тиску глибинний манометр спускають в свердловину до середини пласта і протягом 20 хв фіксують забійні тиск. Потім свердловину зупиняють, після чого перо манометра реєструє виполажівается криву відновлення тиску (КВД) від забійного до динамічного пластового.
Характер КВД у видобувній і нагнітальної свердловинах показаний на рис. 83. Після закінчення дослідження свердловину вводять в експлуатацію.
При наявності достатнього досвіду, коли стає відомою необхідна в конкретних геологічних умовах тривалість зупинки свердловини для відновлення тиску, завмер динамічного пластового тиску можна проводити, спускаючи манометр в кінці зупинки, без зняття КВД.