Як вже зазначалося, при розробці поклади в продуктивному пласті утворюються воронки депресії тиску - загальна по поклади в цілому і локальні в районі кожної видобувної і нагнітальної свердловини.
Перепад тиску, відповідний локальної воронці, стосовно добувної свердловині називаютдепрессіей на забої свердловини DРскв.д, стосовно нагнетательной свердловині - репресією на забої свердловини DРскв.д. В якості узагальнюючого терміна (для видобувних і нагнітальних свердловин) найбільш часто застосовують термін перепад тиску в свердловині.
У добувній свердловині забійні тиск DРзаб.д менше поточного пластового тиску DРпл.тек величину депресії, в нагнетательной свердловині DРзаб.н більше DРпл.тек на величину репресії. Відповідно перепади тиску в добувній і нагнітальної свердловинах визначаються виразами
При сталій фільтрації рідини депресія на забої видобувної свердловини і репресія на забої нагнетательной свердловини знаходяться в прямому зв'язку відповідно з дебітом по рідини qж і приемистостью W:
Тут К 'і К "коефіцієнт продуктивності і коефіцієнт приемистости свердловини, що виражаються відповідно в (т / добу) / 0,1 MПа і в (м 3 / добу) / 0,1 МПа і характеризують зміну дебіту і прийомистості свердловини на одиницю зміни перепаду тиску в свердловині. Коефіцієнти К 'і К. " для однієї і тієї ж свердловини зазвичай мають різні значення. Тому для свердловини, спочатку давала нафту, а потім перекладеної під нагнітання води з метою вдосконалення системи впливу, ці коефіцієнти повинні визначатися самостійно при видобутку нафти і при закачуванні робочого агента.
Дебіт свердловини по рідині qж і прийомистість свердловини W при сталій фільтрації рідини визначають за рівнянням:
де kпр - проникність пласта; h - товщина шару; DРскв.д (н) = Рпл-Рзаб в добувній (нагнетательной) свердловині; Rк - радіус умовного контуру харчування свердловини: Rпр - приведений радіус свердловини; і m, - відповідно в'язкість нафти і води.
Радіус умовного контуру харчування скважіниRкпрінімают рівним половині відстані між свердловинами.
Наведений радіус свердловини Rпр - радіус умовної досконалої свердловини, прийнятої в якості еквівалента реальної свердловини, недосконалою за якістю і ступенем розкриття пласта, але має ті ж дебіт і депресію.
Відповідно. коефіцієнти продуктивності і прийомистості представляють собою комплексні характеристики відповідно добивних можливостей і прийомистості свердловини.
На практиці коефіцієнт продуктивності (приемистости) визначають шляхом дослідження свердловини методом сталих відборів. 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. 86). При фільтрації рідини індикаторні лінії зазвичай прямолінійні по всій довжині або на початковій ділянці.
Мал. 86. Індикаторні діаграми видобувних (а) і нагнітальних (б) свердловин:
q "- дебіт свердловин на нафту; W - прийомистість свердловин; Др - депресія (репресія) на вибої свердловини
За добувним свердловинах при великих значеннях дебіту вони можуть бути вигнутими в результаті порушення лінійного закону фільтрації поблизу свердловини, зменшення проникності в зв'язку зі змиканням тріщин при значному зниженні забійного тиску. За нагнітальним свердловинах основною причиною викривлення індикаторних ліній є розкриття мікротріщин в пласті в міру збільшення забійного тиску.
Рівняння прямолінійної індикаторної лінії добувної нафтової свердловини має вигляд
При прямолінійній характер індикаторної кривої коефіцієнт K '(K' ') залишається постійним в інтервалі досліджених режимів і чисельно дорівнює тангенсу кута між кривою і віссю перепаду тиску.
На викривленому ділянці індикаторної кривої коефіцієнт 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) свердловини при перепадах тиску, допустимих в розглянутих геологічних і технічних умовах.
У промислово-геологічної практиці часто користуються питомий коефіцієнт продуктивності (приемистости) Куд, що характеризує значення коефіцієнта продуктивності (приемистости) К '(К ") на 1 м працює товщини пласта h:
Цей показник використовують при обґрунтуванні кондиційних значень параметрів продуктивних пластів, при порівнянні фільтраційної характеристики пластів різної товщини і в інших випадках.
Дебіт газу qг в свердловині при сталій фільтрації прямо пропорційний різниці квадратів значень тиску P 2 пл - P 2 заб
На відміну від рівняння припливу нафти до свердловини в рівнянні припливу газу дріб в його правій частині не є коефіцієнтом продуктивності, так як в зв'язку з нелінійністю фільтрації газу дебіт його пропорційний НЕ депресії, а деякою нелінійної функції тиску. Цей коефіцієнт пропорційності може бути визначений за допомогою індикаторного лінії, побудованої в координатах qг і (P 2 пл.тек - Р 2 заб) / qг (рис. 87). Рівняння індикаторної лінії має вигляд
де А і В-коефіцієнти фільтраційного опору, залежні від параметрів пласта в привибійній зоні (А) і від конструкції свердловини (В).
Коефіцієнт А чисельно дорівнює значенню (P 2 пл.тек - Р 2 заб) / qг в точці перетину індикаторної лінії з віссю ординат. Дріб в правій частині рівняння відповідає 1 / А, тобто
За даними дослідження свердловин (за методом сталих відборів) оцінюється основна система фільтрації характеристика пласта - коефіцієнт проникності. а також комплексні характеристики пластів. враховують одночасно два-три основних властивості продуктивних пластів, що впливають на розробку покладів.
Нижче наводяться найбільш широко застосовуються комплексні характеристики продуктивних пластів.