33. Что такое индикаторная диаграмма?

Результаты исследований скважины на приток методом установившихся отборов изображают в виде индикаторной диаграммы, представляющей собой зависимость дебита скважины от депрессии пластового давления Q =f(Рпл—Рз).

Для газовых скважин индикаторную диаграмму изображают в координатах объемный Qили массовый G дебит газа - разность квадратов пластового (контурного) и забойного давлений (Р²пл— Р²_з).

Ди­аграмма 1 характерная для скважин, эксплуатирующих пла­сты с напорными режимами при притоке однородной жидкости, когда инерционные силы незначительны, имеет вид прямой.

В случае установившегося линейного притока газа диаграмма, построенная в координатах q= f (Рпл²— Рз²), также имеет вид прямой линии.

Если с увеличением депрессии на пласт и воз­растанием скоростей фильтрации жидкостей и газов инерци­онные силы существенно возрастают, то линейный закон дви­жения нарушается и индикаторная диаграмма 4 искривляется (становится выпуклой к оси дебитов).

Диаграммы типа 2 ха­рактерны для нефтяных скважин, эксплуатирующих пласты в режиме растворенного газа, или для трещиноватых нефтенасыщенных коллекторов.

Рис.3.1. Виды индикаторных диаграмм

В последнем случае искривление ин­дикаторных лилий происходит в результате смыкания трещин при снижении забойного давления и вследствие проявления инерционных сил с увеличением скорости фильтрации.

Диаг­раммы типа 3, как правило, следствие дефектов исследований (когда дебиты и забойные давления измерены при неустано­вившихся режимах работы нефтяных скважин). Иногда такие диаграммы характерны для условий неоднородных пластов, ко­гда с повышением депрессии подключаются в разработку пропластки, из который ранее не происходило притока жидкости из-за слабых фильтрационных свойств.

34. Что такое коэффициент абсолютной пористости?

Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (V_пор), открытых и закрытых. На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах. Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (m_п) в процентах зависит от объема всех пор: Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие.

35. Что такое коэффициент динамической вязкости пластовой нефти?

В международной системе единиц (СИ) динамическая вязкость измеряется в Па∙с (Паскаль в секунду) и определяется как вязкость среды, в которой при градиенте скорости 1 м/(с∙м) на 1 м² слоя действует сила трения 1Н.

При большом газосодержании динамическая вяз­кость μ_н пластовой нефти может быть меньше вязкости воды (μ_в = 1 мПа∙с при t=20°С). Если μ_н = 15-20 мПa∙с. сущест­венно затрудняется извлечение нефти из пласта и нефтеотдача сокращается до 10 - 15 %. В битуминозных породах μ_н может достигать (10-15) Па∙с. В этом случае извлечь нефть можно лишь при воздействии на пласт теплоносителями (паром и горячей водой).

Если в нефти содержится большое количество парафина и смол, она при­обретает реологические свойства не­ньютоновских жидкостей. Для фильт­рации таких нефтей в пористой среде необходимо воздействие градиентов давления, при которых достигаются в капиллярах напряжения, превышающие динамические напря­жения сдвига.