ГДИС. Лекции Интерпретация ГДИС. Р. Г. Шагиев интерпретация результатов гидродинамических
 Скачать 5.09 Mb.
|
|
Р. Г. ШАГИЕВ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ МОСКВА 1998 УДК 622 32 ББК6530413 Ш15 Рецензенты: доктор технических наук С.Н. Закиров, доктор технических наук В.А. Сахаров Шагиев Р.Г. Интерпретация результатов гидродинамических исследований. – М.: Наука, 1998 - 304 с ISBN 5-02-002520-8 Рассмотрены проблемы гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин, связанные с использованием нового поколения высокоточных глубинных приборов. Представлены теоретические и методические основы, техника и технология исследования вертикальных и горизонтальных скважин по кривым восстановления давления (КВД) с использованием при интерпретации диагностических графиков в условиях линейного упругого режима фильтрации. Обобщен современный отечественный и зарубежный опыт. На промысловых примерах проанализированы методы логарифмических производных давления при интерпретации данных. Приводятся результаты уникальных промысловых экспериментов по изучению неньютоновских свойств нефти в процессе разработки месторождений. Книга рассчитана на сотрудников нефтяных и газовых компаний, специалистов по гидродинамическим исследованиям скважин, аспирантов и студентов. СОДЕРЖАНИЕ КУРСА РАЗДЕЛ 1 Основные понятия о гидродинамических исследованиях скважин (ГДИС). Изучение процессов, происходящих в нефтяных и газовых пластах, и параметров, используемых при интерпретации результатов исследования скважин Условия залегания нефти, газа и воды в продуктивных пластах. Понятия о залежах, месторождениях, запасах углеводородов. Термобарические условия в недрах. Пластовая энергия и режимы разработки нефтяных и газовых месторождений. Разработка нефтяных и газовых месторождений, технико-экономические показатели разработки. Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа. Основные типы коллекторов - терригенные (гранулярные) и карбонатные (трещиноватые). Пористость, удельная поверхность, проницаемость (абсолютная и фазовая). Закон Дарси и нелинейные законы фильтрации. Насыщенность. Упругие свойства пород. Зависимость параметров коллекторов от термобарических условий. Методы изучения коллекторских свойств. Физико-химические свойства пластовой нефти, природных газов и пластовой воды при различных термобарических условиях в залежи. Состав и классификация нефтей. Растворимость газов в нефти и воде. Давление насыщения нефти газом, сжимаемость нефти, объемный коэффициент. Плотность и вязкость пластовой нефти, структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей. Зависимость физических свойств нефти от давления и температуры. Эмпирические зависимости для решения задач ГДИС с помощью ЭВМ. Состав и классификация природных газов. Уравнения состояния газов. Газовые и жидкие смеси. Коэффициенты сжимаемости и сверхсжимаемости природных газов. Плотность, вязкость, теплоемкость, коэффициент Джоуля-Томпсона, упругость насыщенных паров. Критические и приведенные параметры. Влияние термобарических параметров на свойства природных газов и конденсата. Методы изучения параметров газа. Аналитические зависимости параметров газа от давления и температуры при использовании на ЭВМ. Физические свойства пластовых вод. Вопросы эксплуатации скважин. Вскрытие пласта и освоение скважин. Способы эксплуатации и оборудование фонтанных, газ-лифтных и глубинно- насосных нефтяных скважин. Особенности конструкции, оборудования и технологические режи- мы эксплуатации газовых скважин. Цели и задачи ГДИС. Структура системы ГДИС. Назначение и периодичность ГДИС в скважинах различных категорий - поисковых, разведочных, добывающих, опорных, наблюдательных, пьезометрических, в процессе бурения. Классификация различных типов и видов ГДИС на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации нефти и газа (индикаторные диаграммы, кривые восстановления-падения давления (КВД-КПД), гидропрослушивание - интерференция скважин, экспресс-методы, пластоиспытатели и др.) Планирование ГДИС - составление программ ГДИС, выбор техники (приборы и оборудование) и технологии проведения ГДИС в скважинах различных категорий. Положения и требования нормативных органов и документов (государственных комитетов по гортехнадзору, по запасам природных ресурсов, экологии, охраны окружающей среды и недр, проектных институтов, правил разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений и др.) к ГДИС и их объемам. РАЗДЕЛ II Теоретические основы гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах. Элементы подземной гидромеханики в приложении к проблемам ГДИС Концептуальная модель пластовой фильтрационной системы (МПФС) и методы ее создания. Принципиальная схема процедуры интерпретации. Основные дифференциальные уравнения линейной теории упругого режима фильтрации. Главные допущения. Простейшие одномерные фильтрационные потоки и их комбинации при схематизации сложных потоков. Прямые и обратные задачи подземной гидромеханики и их приложение к ГДИС. Формулировка задач. Базисная модель пласта. Внутренние и внешние граничные условия. Понятие о банке (каталоге) теоретических МПФС и их диагностических признаках. Задача теории распознавания образов. Основная задача линейной теории упругого режима фильтрации. Основная формула теории упругого режима. Идеализированные графики КВД бесконечного пласта. Метод полулогарифмической анаморфозы. КПД без учета притока определения параметров пласта. Принцип суперпозиции в процессах восстановления забойного давления. Учет работы скважины до остановки. Метод определения параметров пласта Хорнера. Влияние изменения состояния призабойной зоны пласта на КВД-КПД. Скин-фактор и методы его определения. Использование скин-фактора для выбора скважин с целью улучшения состояния призабойной зоны. Влияние объема ствола скважины на перераспределение забойного давления. Методы обработки КВД с учетом притока. Универсальные (безразмерные) графики и палетки. Идентификация режимов течения. Анализ данных исследований скважин с помощью универсальных графиков и палеток. Пример интерпретации реагирующих скважин (гидропрослушивание). Анализ кривых восстановления давления с использованием производных давления для различных фильтрационных потоков (прямолинейно-параллельного, плоскорадиального и радиально-сферического). Производная давления. Логарифмическая производная давления. Билогарифмический диагностический график и его использование при интерпретации данных ГДИС. Характеристический график. РАЗДЕЛ III Теоретические основы гидродинамических исследований скважин на установившихся режимах Основные дифференциальные уравнения установившейся фильтрации. Понятие установившегося режима. Основные расчетные формулы установившейся фильтрации для различных МПФС (для однородной жидкости, фильтрация по линейному и нелинейному законам, фильтрация в трещиноватых коллекторах, фильтрация с предельным градиентом, двухфазная фильтрация газированной жидкости и др.). Влияние различных факторов на индикаторные диаграммы. Гидродинамическое несовершенство скважин. Нарушение линейного закона фильтрации. Зависимость параметров пласта от давления. Слоистость пласта. Нарушение условий стационарности. Критерии установившегося состояния. Продуктивность скважин при безнапорной фильтрации. Особенности обработки данных исследований газовых скважин на стационарных режимах. Уравнения притока газа к скважинам в изотропных и анизотропных пластах при нелинейном законе фильтрации. Влияние несовершенства скважин. Влияние различных факторов на индикаторные диаграммы и коэффициенты фильтрационных сопротивлений скважин (термобарические условия, многопластовость месторождения, время процессов стабилизации, погрешность при измерении забойных давлений, наличие воды или жидкости в стволе скважины, гидратов, различного рода пробок и др.). Изохорный метод, ускоренно-изохорный, экспресс- метод. Исследования с выпуском газа в газопровод. РАЗДЕЛ IV Техника и технология проведения промысловых гидродинамических исследований скважин и пластов Выбор типа и вида исследования скважин в зависимости от конкретной цели и задач исследования. Оценочные расчеты ожидаемых параметров выбранного типа ГДИС. Общие характеристики контрольно-измерительных приборов, используемых при ГДИС, и их метро- логические характеристики. Основные метрологические понятия и термины. Глубинные приборы и комплексы для измерения и регистрации забойных давлений, температур и дебитов скважин. Методика спуска глубинных приборов. Оборудование и аппаратура. Измерение дебитов нефти, газа и воды. Измерение давления и температуры при ГДИС на установившихся и неустановившихся режимах. Методы расшифровки и подготовка фактических данных для последующей обработки, анализа и интерпретации итоговых результатов. Новые отечественные и зарубежные приборы и оборудование для ГДИС и рекомендации по их применению. РАЗДЕЛ V Методы анализа и интерпретации данных ГДИС для различных моделей пластовых фильтрационных систем Схема процедуры анализа и интерпретации данных ГДИС. Анализ КВД в пластах с различной конфигурацией границ пласта (бесконечной, ограниченной, замкнутой, круговой и прямоугольной форм, со сбросами различной кон- фигурации). Интерпретация данных. Анализ КПД в нагнетательных скважинах. Особенности анализа и интерпретации данных ГДИС с помощью пластоиспытателей (DST) и анализа и интерпретации данных гидропрослушивания импульсных методов в неоднородных и анизотропных пластах. Влияние неоднородности пласта на процессы перераспределения давления (наличие барьеров и сбросов, сложно построенных пластов, слоистых и трещиноватых пластов, с вертикальной проницаемостью и др.). Влияние условий в стволе скважины на поведение давления (изменение объема ствола, гидродинамическое несовершенство скважины, скважины после гидроразрыва и др.). Использование ЭВМ для обработки данных ГДИС (для анализа и обработки данных, для интерпретации данных, для планирования проведения ГДИС). Методы обработки данных ГДИС на основе наилучшего совмещения фактических данных с расчетными изменениями давления с помощью ЭВМ. Особенности ГДИС горизонтальных скважин на установившихся и неустановившихся режимах. Методы анализа и интерпретации данных ГДИС. Исследование трещиноватых и сложно построенных (слоистых) пластов. Приближенные методы обработки данных ГДИС на базе применения идентификатора режимов течения - типов фильтрационных потоков. РАЗДЕЛ VI Гидродинамические исследования скважин месторождений аномальных нефтей Методика изучения влияния аномально-вязкостных свойств нефти с предельным градиентом на характер КВД-КПД. Техника и технология ГДИС аномальных нефтей (выбор скважин, оборудование и приборы). Обработка и интерпретация результатов ГДИС. Гистерезисные явления при исследовании пластов. Исследование скважин аномальных нефтей на стационарных режимах. РАЗДЕЛ VII Использование текущей промысловой информации для определения забойных и пластовых давлений Методы определения давления и температуры на забое в остановленных и работающих скважинах по устьевым замерам (в нефтяных и газовых скважинах). Влияние различных факторов на определение забойных давлений и температур по замерам устьевых давлений и температур (процессы испарения и конденсации фаз, конструкции скважин, сегрегации фаз и др.). Идентификационные методы обработки КВД для прогноза пластового (устьевого статического) давления и диагностирования типа пласта-коллектора, сложно построенных сероводородсодержащих газоконденсатных месторождений на базе текущей промысловой информации. Примеры с использованием компьютеров. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Использование данных ГДИС для контроля, анализа и регулирования процесса разработки месторождений в рамках современной комплексной организации разработки месторождений. Основные проблемы теории и практики ГДИС нефтяных и газовых скважин и пластов. ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ Номенклатура основных параметров и уравнений ГДИС в различных системах измерений Условные обозначения Принятые сокращения ГЛАВА 1 Теоретические основы гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах (КПД-КВД) 1.1. Основное дифференциальное уравнение линейной теории упругого режима фильтрации. Главные допущения 1.2. Прямые и обратные задачи подземной гидромеханики и их приложения к гидродинамическим исследованиям скважин 1.3. Основная задача линейной теории упругого режима. Метод без учета притока 1.4. Принцип суперпозиции в процессах восстановления давления. Учет работы скважины до остановки. Метод Хорнера 1.5. Влияние изменения состояния призабойной зоны пласта на распределение давления. Скин-фактор 1.6. Влияние объёма ствола скважины на перераспределение забойного давления 1.7. Анализ данных исследований скважин с помощью универсальных графиков и палеток 1.7.1. Пример интерпретации данных реагирующих скважин (гидропрослушивания) с помощью универсальной кривой 1.8. Анализ и характеристики кривых изменения давления для различных типов фильтрационных потоков. Диагностический билогарифмический график 1.9. Производные давления и их использование при анализе данных исследования скважин ГЛАВА 2 Техника и технология проведения гидродинамических исследований скважин 2.1. Выбор вида и данных для составления программ ГДИС 2.2. Технология гидродинамических исследований и сбор данных 2.3. Приборы и оборудование для гидродинамических исследований скважин ГЛАВА 3 Последовательность анализа и интерпретации данных ГДИС на неустановившихся режимах 3.1. Методы анализа и интерпретации данных гидродинамических исследований 3.2. Пример обработки и интерпретации данных по КПД-КВД ГЛАВА 4 Особенности исследовании газовых скважин ГЛАВА 5 Исследование горизонтальных скважин 5.1. Характеристика неустановившихся процессов перераспределения давления в горизонтальных скважинах 5.2. Особенности планирования ГДИС горизонтальных сважин 5.3. Опыт ГДИС горизонтальных скважин и пример обработки и интерпретации данных ГЛАВА 6 ГДИС месторождений аномальных нефтей 6.1. Методика изучения влияния аномально-вязкостных свойств нефти с предельным градиентом на характер КВД 6.2. Техника и технология ГДИС аномальных нефтей. Выбор скважин, оборудование и приборы 6.3. Обработка и интерпретация результатов исследования скважин 6.4. Гистерезисные явления при исследовании пластов 6.5. Исследование скважин на стационарных режимах ЗАКЛЮЧЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ Под гидродинамическими исследованиями скважин (ГДИС) понимается система мероприятий, проводимых на скважинах по специальным программам замер с помощью глубинных приборов ряда величин (изменения забойных давлений, дебитов, температур во времени и др., относящихся к продуктивным нефтегазовым пластам), последующая обработка замеряемых данных, анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках - параметрах пластов и скважин и т д. За последние годы были разработаны дистанционные высокоточные глубинные электронные манометры с пьезокварцевыми датчиками давления и глубинные комплексы с соответствующим компьютерным обеспечением (так называемые электронные манометры второго поколения). Применение таких манометров и комплексов позволяет использовать при анализе новые процедуры, резко улучшающие качество интерпретации фактических данных и количественно определяемых параметров продуктивных пластов. Особо остро стоят эти вопросы при разработке сложно построенных месторождений, при бурении, эксплуатации и исследовании горизонтальных скважин. Значительное внимание в книге уделяется методическим вопросам анализа, обработки и интерпретации кривых падения - восстановления давления. Кроме того, на опыте промысловых исследований, проведенных автором, показаны возможности рассмотренных методов, их преимущества и недостатки при интерпретации данных исследования вертикальных и горизонтальных скважин. В общем, в комплексе проблем разработки месторождений углеводородов важное место занимает начальная и текущая информация о параметрах пласта - сведения о продуктивных пластах, их строении и коллекторных свойствах, насыщающих флюидах, геолого-промысловых условиях, добывных возможностях скважин и др. Объем такой информации о параметрах пласта весьма обширен. Так, в терминологическом справочнике приводится более трех тысяч терминов, относящихся к параметрам пласта: строению, свойствам пластов-коллекторов и насыщающих их флюидов, вопросам подсчета запасов углеводородов, системам разработки залежей, контролю, анализу и регулированию процесса разработки, оптимизации эксплуатации скважин и др. В свою очередь, в понятие параметров пласта входят: • пространственно-геометрические размеры залежи - пласта, т.е. глубина и положение кровли и подошвы, водонефтяного и газонефтяного контактов, площадь пласта, насыщенная углеводородами; • пластовые давление и температура - режим пласта; • пористость, насыщенность, проницаемость и анизотропия пласта, кривые фазовых проницаемостей и капиллярного давления, сжимаемость пористой среды и флюидов; • состав углеводородов и их физические свойства в зависимости от давления и температуры - уравнения состояния (PVT - плотность, вязкость, давления насыщения и критические, газовый фактор, усадка и т.п.); • тип пласта-коллектора, его упругодеформационные свойства, тип пластовой фильтрационной системы; • продуктивная характеристика скважин (коэффициенты продуктивности и приемистости, фильтрационных сопротивлений газовых скважин, состояние призабойных зон - скин-фактор). Источниками сведений о параметрах пласта служат как прямые, так и косвенные методы, основанные на интерпретации результатов исследований скважин: геолого-геофизических исследований, лабораторных изучений образцов породы (кернов, шлама) и проб пластовых флюидов при различных термобарических условиях (исследования PVT, изучаемой физикой пласта), данных бурения скважин и специального моделирования процессов фильтрации ГДИС. Параметры пласта, полученные различными прямыми и косвенными методами (ГДИС, бурение, геолого-геофизические методы, PVT), имеют свои особенности и в силу этого характеризуют пласт в различной степени: • по достоверности - точности найденного, подсчитанного числового значения того или иного параметра пласта (могущего, например, характеризоваться терминами «определено», «оценено», «подсчитано», «сопоставлено», «определенным образом интерпретировано» - с указанием границ применимости, рекомендациями о практическом использовании в расчетах, анализе и т.д.); • по «качеству», «масштабности» информации - речь может идти как о дифференциальных (местных, локальных, частных), так и интегральных (общих, суммарных, средневзвешенных) значениях параметров во времени и пространстве (средневзвешенных по различным объемам пласта, приуроченных к определенным условиям, за определенный промежуток времени и т.д.). Например, коэффициенты проницаемости, найденные различными методами и основанные на различных физических процессах, происходящих при различных термобарических условиях (по геофизическим данным либо с помощью лабораторных методов по керну, по КВД или индикаторным диаграммам), по-разному характеризуют пласт. Их сопоставление и использование должно быть осознано с учетом особенностей найденных значений и их физической интерпретацией. Так, общеизвестно, что параметры пласта, полученные по данным бурения, геофизических и лабораторных исследований, при промысловых исследованиях скважин используются, как правило, при оценке запасов объемным методом. Параметры пласта по данным ГДИС и текущая промысловая информация в большинстве случаев используются для характеристики процессов разработки и добычи. Обработка и интерпретация результатов ГДИС связана с решением прямых и обратных задач подземной гидромеханики. Учитывая, что обратные задачи подземной гидромеханики не всегда имеют единственные решения, существенно отметить комплексный характер интерпретации данных ГДИС с широким использованием геолого-геофизических данных и результатов лабораторных исследований PVT. Рассматривая комплекс информации о пласте по данным геологии, геофизики, PVT и ГДИС как взаимосвязанным элементам единой системы, можно составить представление о пласте (модели пласта) и модели пластовой фильтрационной системы (МПФС). МПФС - это систематизированная разнородная исходная информация о продуктивном пласте в виде геологических карт, профилей, описаний кернов, данных различных геофизических исследований скважин, экспериментальных зависимостей физических свойств пласта-коллектора и пластовых флюидов от давления (по данным PVT), таблиц или графиков, уравнений и формул, безразмерных зависимостей, описывающих поведение модели пласта. МПФС является комплексным динамическим понятием, которое постоянно уточняется по мере бурения новых скважин и получения новой информации о процессе разработки залежи. Таким образом, целью ГДИС является получение информации о динамических фильтрационных характеристиках пласта для создания детерминированной МПФС, адекватной реальному пласту в результате комплексного использования промысловых геолого-геофизических данных и лабораторных исследований PVT (физики пласта). Гидродинамические исследования скважин направлены на решение следующих задач: • измерение дебитов (приемистости) скважин и определение природы флюидов и их физических свойств; • измерение и регистрация во времени забойных и пластовых давлений, температур, скоростей потоков и плотности флюидов с помощью глубинных приборов (датчиков) и комплексов; • определение (оценка) МПФС и параметров пластов -гидропроводности в призабойной и удаленных зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности (фильтрационных сопротивлений) скважин; пространственного распределения коллекторов, типа пласта коллектора (его деформационных свойств), положения экранов, сбросов и границ (зон пласта), взаимодействия скважин; распределения давления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте и других параметров - по результатам обработки и интерпретации данных измерений и регистрации давлений и дебитов различными типами и видами ГДИС; • оценка полученных результатов, т.е. проверка на адекватной МПФС, и исходных замеренных данных. Методически решение задач ГДИС относится к специальным задачам теории распознавания образов с использованием специальных приемов и процедур. ГДИС относится к сфере научных услуг по получению информации о продуктивном пласте и может рассматриваться как слабоструктурированная проблема системного анализа [68, 161]. Проблема ГДИС является одной из актуальных и достаточно специфических и сложных научно-технических оставляющих в общем комплексе вопросов управления разработкой месторождений углеводородов и состоит в интегрированном, междисциплинарном подходе к решению проблем на основе современных научно-технических достижений геологии, геофизики, а также результатов исследований по подземной гидромеханике, математическому моделированию, компьютерным технологиям, отраслевой экономике с учетом политических, социальных, юридических, экологических, финансовых и других аспектов (за рубежом - Integrated Reservoir Management). Под системой ГДИС понимается совокупность таких взаимосвязанных элементов, как теоретические основы (решения прямых и обратных задач подземной гидромеханики), техника и технология (приборы и оборудование, вплоть до использования спутниковых каналов связи для передачи показаний глубинных приборов), методы и процедуры обработки и интерпретации данных (в т.ч. с использованием ЭВМ, экспертных систем и элементов искусственного интеллекта) и др. Эта система обладает общим интегральным эффектом, эмержентными свойствами и позволяет создавать идеализированные, концептуальные модели пластовых фильтрационных систем (МПФС), отражающих реальные объекты - продуктивные пласты и скважины. Поэтому проблема ГДИС выделяется в междисциплинарную предметную область, тесно связанную с циклом нефтегазопромысловых дисциплин: геологией, геофизикой, физикой нефтегазового пласта, подземной гидромеханикой, техникой и технологией добычи, теорией проектирования разработки месторождений, а также высшей математикой и математическим моделированием, физикой, отраслевой экономикой, метрологией и экологией. Предметная область ГДИС (Well Testing) является объектом постоянного и активного изучения и развития, что находит отражение в многочисленных публикациях (статьях и монографиях) отечественных и зарубежных исследователей. За последние годы были разработаны новые методы определения характерных особенностей и параметров сложнопостроенньгх залежей, горизонтальных скважин, трещиноватых коллекторов - на основе теоретических разработок по учету влияния ствола скважины и скин-фактора, использования диагностических билогарифмических графиков КВД и производных давления, широкого использования компьютерных технологий с соответствующим математическим обеспечением, применения глубинных высокоточных манометров и комплексов «второго» поколения и т.д. Поэтому теоретические основы ГДИС излагаются по возможности кратко, сжато и как можно проще - с минимальными математическими выводами, выкладками и получением соответствующих дифференциальных уравнений, анализом их решений и комментариями. Для более глубокого и детального изучения теоретических аспектов ГДИС, отечественного и зарубежного опыта и достижений, читатель может обратиться к специальной литературе (часть которой приведена в библиографии) и материалам соответствующих учебных курсов («Подземная гидромеханика» и др.). Понимание же физической сущности используемых аналитических решений, их физическая интерпретация, обеспечивает их правильное использование. Подобное изложение ГДИС позволяет более ясно представлять различные способы обработки данных ГДИС, анализировать их, оценивать области их применения для правильной интерпретации результатов и их практического использования. В книге рассматриваются только ГДИС на неустановившихся режимах фильтрации на базе линейной теории упругого режима. В свою очередь ГДИС входит в более общую группу промысловых исследований скважин (геофизических, физико-химических, термометрических и др.). В научной литературе, руководствах и руководящих документах (РД), инструкциях по ГДИС, документации по глубинным приборам и оборудованию, в том числе и зарубежной, используются физические параметры в международной системе единиц измерений (СИ), а также в нефтепромысловой системе единиц измерений США. В курсе лекций, учитывая все большее распространение на промыслах приборов, оборудования и технологий не только отечественного, но и зарубежного производства, используются терминология и обозначения, общепринятые в теории и практике ГДИС, нефтепромысловой лексике, что наглядно отражено как в отечественной, так и в зарубежной (американской) научно-технической литературе в области Well Testing-Reservoir Engineering. Уравнения и нумерация формул с использованием нефтепромысловых единиц измерения США отличаются дополнительным знаком - апострофом ('), например: система СИ - формула (1), система единиц США - формула (Г). НОМЕНКЛАТУРА ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ И УРАВНЕНИЙ ГДИС В РАЗЛИЧНЫХ СИСТЕМАХ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ СФП сферический (радиально-сферический) фильтрационный поток; ТПС трещиновато-пористая среда (с двойной БЛФП - билинейный фильтрационный поток; пористостью и проницаемостью); ВС вертикальная скважина; УХП удлинитель хода полированного штока; ВСС влияние ствола скважины; Би-log график КПД-КВД в билогарифмических log координатах; ГДИС гидродинамические исследованияскважин; ГРП гидравлический разрыв пласта; ГС горизонтальная скважина; ГТМ геолого-технические мероприятия ДГ диагностический график; ДИД двухсторонние индикаторные диаграммы; ДКВД двухсторонные кривые восстановления - падения давления; ДП диагностический признак; ИД индикаторная диаграмма; КВД кривая восстановления забойного давления; КИИ комплект испытательных инструментов; КПД кривая падения забойного давления; ЛПД логарифмическая производная давления; ЛФП линейный (прямолинейно-параллельный) фильтрационный поток; МПФС модель пластовой фильтрационной системы; НКТ насосно-компрессорные трубы; ОРФ основная расчетная формула МПФС; ПГ подземная гидромеханика; ПД производная давления; ПЗП призабойная зона пласта; ПРФП псевдорадиальный фильтрационный поток; РФП радиальный (плоскорадиальный) фильтрационный поток; СКО соляно-кислотная обработка. |