Способ исследования нефтяных (жидкостных) скважин, эксплуатируемых при динамическом уровне, по нестационарному режиму фильтрации

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к промысловым исследованиям жидкостных/(водозаборных) скважин. С целью получения более обширной и точной информации о параметрах скважины, пласта, призабойной зоны пласта (ПЗП) и флюида дополнительно определяют наряду с известными параметрами: проницаемость ПЗП K, коэффициент подвижности нефти (жидкости) K/μ_н(ж), коэффициент гидропроводимости , коэффициент пьезопроводности K, новые: увязанные массовые дебиты (или производительности) Q_н(ж)ув и их общие приращения ∓ΔQ_н(ж)ув., отражающие изменение общего геологического состояния скважины, и отдельные их приращения, отражающие изменения отдельных параметров пласта, ПЗП и флюида, такие как ∓Q_{н(ж)ув,изм}P_пл, ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж),∓Q_{н(ж) ув.изм.}K ПЗП, и при необходимости приращения объемных дебитов нефти (жидкости) от изменения плотности нефти (жидкости), относительную проницаемость ПЗП K_отн для различных возможных конкретных условий, соответствующих определенным параметрам и охватывающих текущие и предыдущие исследования скважин. 5 ил., 7 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а также и к другим отраслям народного хозяйства, где используются жидкостно-заборные (водозаборные) скважины, эксплуатируемые при динамическом уровне, точнее, к промысловым исследованиям скважин.

В промысловой практике используется вид гидравлических исследований добывающих и нагнетательных скважин при неустановившихся режимах движения жидкости в пласте (см. [1], с. 131), где сообщается, что исследования скважин при неустановившемся режиме дают больше информации, чем исследования методом установившихся отборов. При обработке кривой восстановления давления (КВД) определяют гидропроводность или проницаемость пласта на различных расстояниях от скважины, оценивают коэффициент дополнительных потерь (показатель скинэффекта), определяют пластовое давление и приближенное значение коэффициента продуктивности скважины.

Неустановившийся режим фильтрации - это не какой-то произвольно меняющийся режим, а режим, изменение которого происходит только под действием упругих сил пласта и жидкости или газа. Переход на неустановившийся режим осуществляется резким изменением дебита добывающей и нагнетательной скважины. Чаще всего скважина, работавшая на установившемся режиме, останавливается, и осуществляется регистрация изменения давления во времени. На рис. III. 4 приведена кривая изменения давления после остановки добывающей скважины (см. [1] с. 134).

Наиболее близким аналогом, прототипом, заявленному техническому решению будет способ исследования нефтяных скважин при нестационарном режиме фильтрации, изложенный в [2] на с. 104 - 107 N 4.5. Интерпретация результатов исследования при нестационарном режиме, где сообщается, что в основе интерпретации результатов исследования скважины при нестационарном режиме работы (обработки кривых восстановления забойного давления) лежит следующее уравнение: где ΔP(t) - изменение перепада забойных давлений в функции времени t, Па; Q - установившийся дебит скважины, измеренный на поверхности, с которым работала скважина до закрытия, м³/с; μ_н - вязкость нефти (жидкости) в пластовых условиях, Па·с; b_н - объемный коэффициент нефти при пластовой температуре; K - проницаемость дренируемой зоны пласта, м²; h - толщина (эффективная) пласта, м; k - коэффициент пьезопроводности реагирующей зоны пласта, м²/с; r_пр - приведенный радиус скважины, м.

Далее предлагается переписать уравнение /4.24/ в следующем виде: Сообщается, что данное выражение является уравнением прямой в координатах ΔP - lnt; при этом отрезок, отсекаемый прямой на оси ординат.

а угловой коэффициент прямой Предлагается с учетом принятых обозначений уравнение /4.25/ записать в виде ΔP = A + Blnt, /4.28/.

Далее подытоживается, что таким образом, с целью интерпретации кривой восстановления забойного давления необходимо: для фиксированных значений времени t вычислять lnt (время t в с, примечание заявителя); построить зависимость Δp = f(t) в координатах Δp - lnt; проэкстраполировать прямолинейный участок данной зависимости до пересечения с осью ординат и определить численное значение A; рассчитать угловой коэффициент B; по известному значению B вычислить коэффициент гидропроводности K·h/μ_н:

/K·h/μ_н определяется по известным значениям коэффициента B, установившегося дебита Q и объемного коэффициента нефти b_н, (примечание заявителя);
при известной величине h рассчитать коэффициент подвижности K/μ_н при известных величинах h и μ_н определить проницаемость K; рассчитать коэффициент пьезопроводности
K = k/[μ_н/mβ_ж+β_п/] , (4.30)
где
m - коэффициент пористости; β_ж,β_п - соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и горной породы (β_ж = 1,2·10^-9 1/Па, β_п = 1,5·10^-11 1/Па); вычислить по известной величине A приведенный радиус скважины

Подытоживается, что таким образом, в результате интерпретации кривой восстановления забойного давления рассчитаны все возможные параметры. Следовательно, возможности существования других параметров, в частности параметров, предлагаемых изобретением, известная методика не предусматривает. А изобретение предусматривает возможность существования других параметров и возможность определения известных параметров иначе, чем в известном способе (методике).

Таким образом, из вышеприведенного, изложенного в [1] и [2], следует, что вид гидродинамических исследований добывающих и нагнетательных скважин при неустановившихся режимах движения жидкости в пласте заключается в определении установившихся при работе скважины дебита и забойного давления, снятии (фиксировании) возрастающих с начала остановки скважины времени, измеряемого в секундах и соответствующего ему забойного давления P_заб., измеряемого в МПа, нахождении (по установившемуся P_заб., имевшемуся до остановки, и P_заб., возрастающему после остановки) приращений забойных давлений ΔP_заб., МПа, соответствующих нарастающему времени стоянки скважины t, нахождении lnt и графоаналитическую их (ΔP_заб. и lnt) обработку с получением величин фильтрационных коэффициентов A и B, посредством которых, а также установившегося дебита Q и объемного коэффициента нефти b_н затем и рассчитываются все возможные для известной методики (способа) параметры.

Задачей предлагаемого изобретения является получение более обширной и более глубокой информации об основном параметре скважины, которым, по мнению заявителя, являются ее известные ранее дебиты (или производительности) и неизвестные ранее сравнительные или увязанные дебиты (или сравнительные или увязанные производительности), и о параметрах, характеризующих состояние призабойной зоны пласта (ПЗП) и флюида для устанавливаемых по изобретению различных возможных конкретных условий, соответствующих определяемым параметрам и охватывающих текущие и предыдущие исследования скважин. При этом, чтобы обеспечивались следующие возможности. По дебитам (или производительностям), чтобы определять, при необходимости, установившиеся перед остановкой скважины дебиты иными, чем в прототипе способами, т.е. без их замера замерной емкостью или жидкостным расходомером.

По сравнительным или увязанным дебитам (или по сравнительным или увязанным производительностям), в порядке предмета отдельного исследования скважины, чтобы:
определять посредством фактической увязки установившихся при работе скважины в предыдущее и текущее исследования дебитов, фактически увязанные дебиты (или производительности) и общее приращение (или изменение) этих дебитов ∓ΔQ_н(ж)/ув., отражающее изменение суммарного геологического состояния скважины, и на этом примере, являющемся отдельным отличием данного изобретения, осуществить переход от фактической увязки установившихся дебитов к совместно-графической увязке установившихся и соответствующих им расчетных дебитов;
посредством совместно-графической увязки установившихся дебитов одного (текущего или предыдущего) исследования с соответствующими расчетными дебитами другого (предыдущего или текущего) исследования, чтобы:
определить общее изменение этих дебитов с определением неизвестного (неупотребляемого) ранее параметра, это общих приращений (положительных или отрицательных) массовых (весовых) увязанных дебитов в текущее исследование по сравнению с предыдущим исследованием (∓ΔQ_{н/ж/ув. общ.}), отражающих, как и при фактической увязке установившихся дебитов, изменение суммарного геологического состояния скважины;
определять приращения (или изменения) этих дебитов в отдельности от изменения или неравенства в текущих и предыдущих исследованиях конкретных параметров пласта, флюида (нефти, жидкости) и ПЗП, таких как пластового давления P_{пл. 1, 2}, вязкости нефти (жидкости) μ_н(ж)1,2, проницаемости ПЗП K_1,2 и средней плотности нефти (жидкости) с определением неизвестных (неупотребляемых) ранее параметров, таких как приращение (положительных или отрицательных) массовых увязанных дебитов нефти (жидкости) от изменения (положительного или отрицательного) пластового давления P_пл.(∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}),
от изменения вязкости нефти (жидкости) ,
от изменения проницаемости К ПЗП (∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}K), и, при необходимости, - приращения объемных увязанных дебитов нефти (жидкости);
от изменения средней плотности нефти (жидкости) .

По параметрам, характеризующим состояние ПЗП и флюида, чтобы определять неизвестную (неупотребляемую) ранее относительную проницаемость ПЗП K_отн, представляющую собой отношение текущей проницаемости ПЗП K₂ к предыдущей - K₁, но определяемую иначе, чем через K₂ и K₁;
определять известную (употребляемую) ранее текущую проницаемость ПЗП K₂, но не так как в прототипе, а по изобретению;
определять зависящие от K₂ употребляемые ранее текущие параметры, такие как текущий коэффициент подвижности нефти (жидкости) K₂/μ_н(ж)2, текущий коэффициент гидропроводности (K₂ · h)μ_н(ж)2 , но не так как в прототипе, а по (или согласно) изобретению, и текущий коэффициент пьезопроводности K определять как в прототипе, но по определенной по изобретению K₂.

При этом, чтобы объем исследовательских и вычислительных работ, в расчете на один определяемый параметр, не увеличивался по сравнению с известным способом, а сам способ, чтобы обеспечивал доходчивое его восприятие.

Поставленная цель достигается тем, что в способе исследования нефтяных (жидкостных) скважин, эксплуатируемых при динамическом уровне, по нестационарному режиму фильтрации, включающему замер установившихся при работе скважины дебита Q_{н(ж)1 уст.} и рабочего забойного давления P_{заб.1 уст.}, остановку скважины и снятие кривой восстановления забойного давления P_заб./мин во времени с достижением пластового давления P_пл. и графоаналитическую обработку полученных данных с определением коэффициента гидропроводности (K · h)/μ_н, коэффициента подвижности нефти K/μ_н проницаемости призабойной зоны пласта K и коэффициента пьезопроводности K, проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) K, коэффициента пьезопроводности K, согласно изобретению, при условии неизменности конструкции скважины и подземного оборудования в интервале забой - статический уровень производят повторные текущие исследования скважины и сопоставляют их с предыдущими исследованиями. При этом фактический замер установившихся перед остановкой скважины дебитов производят при необходимости с помощью расходомера или при условии отсутствия замеров с построенной кривой восстановления забойного давления и наличий таблиц восстановления забойного давления во времени определяют по автономно-независимой аналитической обработке с аналитическим определением минутного приращения забойного давления ΔP_{заб./мин} в остановленной скважине в предыдущие и текущее исследования по следующей зависимости;
Q_{н(ж)1,2уст.незав.} = Δ P_{заб./мин1,2} · S_{вн.свк.акт.ст.ср.взв.} · 1440 мин/сут /13/,
с использованием конкретных промежуточных рабочих выражений:

S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.} = S_{вн.скв.ст.ср.взв.} - S_{тела обор.ст.ср.взв.}, м²;
ΔQ_{н(ж)/мин1,2} = ΔP_{заб./мин1,2} · S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.}
при тех же условиях, но с наличием построенных кривых восстановления давления - по автономно-независимой графоаналитической обработке с графическим определением ΔP_{заб./мин} по той же зависимости, а при наличии замера установившегося дебита в предыдущем Q_{н(ж)1уст.} или текущем Q_{н(ж)2уст.} исследованиях и таблиц восстановления забойного давления во времени в обоих исследованиях и отсутствии построенных кривых восстановления давления определяют необходимый неизвестный установившийся дебит Q_{н(ж)2 уст.} или Q_{н(ж)1 уст.} по автономно-зависимой аналитической обработке и аналитическим определением ΔP_{заб./мин} по следующей зависимости:

при тех же условиях, но с наличием построенных кривых восстановления давления по автономно-зависимой графоаналитической обработке с графическим определением ΔP_{заб./мин} по той же зависимости, где:
Q_{н(ж)1,2уст.незав.} - установившийся перед остановкой скважины неувязанный дебит, определенный по автономно-независимой аналитической или графоаналитической обработке в предыдущее или текущее исследования;
S_{вн.скв.ст.ср.взв} - средневзвешенное внутреннее сечение скважины в интервале глубин забой-статический уровень, м²;
S_{тела гл.обор.ст.ср.взв.} - средневзвешенное сечение тела глубинного оборудования в интервале глубин забой-статический уровень, м²;
S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв} - активное средневзвешенное внутреннее сечение скважины в интервале глубин забой-статический уровень, м²;
Q_{н(ж)мин1,2} - минутное приращение массового дебита нефти (жидкости) в предыдущие и текущие исследования, кг;
Q_{н(ж)1,2 уст.завис.} - установившийся перед остановкой скважины увязанный массовый дебит, определенный по автономно-зависимым аналитической или графоаналитической обработкам, кг/сут. (или т/сут.);
затем на примере фактической увязки фактических установившихся массовых дебитов предыдущего и текущего исследований, осуществляемых фактическими выведением скважины на одинаковые установившиеся забойные давления и определением общих приращений этих дебитов, зависимых от изменения общего геологического состояния скважины, между исследованиями по зависимости
∓ΔQ_{н(ж)уг.факт.} = ±Q_{н(ж)1ув.уст.} ∓Q_{н(ж)2ув.уст.},
осуществляют совместно-графическую увязку установившихся, расчетных и условных расчетных дебитов предыдущих и текущих исследований и совместно-графически увязанные расчетные и условно-расчетные дебиты, в случае независимого их определения в порядке исключения определяют соответственно, по выражениям:
Q_{н(ж)1,2расч.} = ΔP_{заб./1 мин 1,2 имеющ.} · S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.} · 1440 мин/сут и
Q_{н(ж)усл.расч.I,II} = ΔP_{заб./мин усл.имеющ.I,II} · S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.} · 1440 мин/сут,
а в случае, преимущественно, зависимого их определения, в зависимости от конкретных руководящих условий определяют, соответственно, согласно выражениям:
При Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.}:

при Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст}:

при P_{пл. 1,2} ≠ Const и Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.}:

при P_пл.1,2± ≠ Const и Q_{н(ж)1'прив.} - Q_{н(ж)2уст.}:

и общие приращения совместно-графически увязанных (установившихся и расчетных массовых дебитов) предыдущих и текущих исследований ∓ΔQ_{н(ж) ув.}, зависящие от изменения общего геологического состояния скважины между исследованиями в зависимости от конкретных руководящих условий, определяют согласно выражениям:
при Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.}:
∓ΔQ_{н(ж) ув.} = ± Q_{н(ж) 1 уст.прив.} ∓ Q_{н(ж)2расч.},
при Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.}:
∓ΔQ_{н(ж) ув.} = ± Q_{н(ж)1 расч.} ∓ Q_{н(ж)2 уст.прив.},
и отдельные приращения этих же дебитов от изменения пластового давления ∓ΔQ_{н(ж) ув.изм. Pпл.} в зависимости от конкретных руководящих условий, определяют согласно выражениям:
при P_{пл. 1,2} ≠ Const и Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.}:
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм. Pпл.} = ±Q_{н(ж)1уст.прив.} ∓ Q_{н(ж)усл.расч.1},
при P_пл.1,2 ≠ Const и Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.}:

затем теоретически определяют количество всех возможных вариантов полных наборов конкретных условий по формуле:
Варⁿ_m = m · m^n-1,
и при наличии конкретных условий, охватывающих предыдущие и текущие исследования скважин и включающих четыре пары соотношений из привязочных дебитов, параметров пласта, призабойной зоны пласта и флюида (или элементов условий n=4), имеющих по две разновидности (m=2), такие как:
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_н(ж)1ув. или Q_н(ж)2ув..

2) P_{пл. 1,2} = const или ≠ const.

3) μ_н(ж)1,2 = const или ≠ const.

4) K_{1,2 ПЗП} = const или ≠ const.

Количество вариантов принимают равным Вар⁴₂ = 2 · 2^4-1 = 16, после чего для отдельных вариантов с полным набором конкретных условий устанавливают отсутствие или присутствие параметров ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж), ∓μ_{н(ж)усл.изм.} K, K_отн., K₂ и определяют присутствующие параметры по следующим выражениям:
в вариантах:
1/1 при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.},
2) P_{пл. 1,2} = const,
3) μ_н(ж)1,2 = const,
4) K_{1,2 ПЗП} = const.

1/2 при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.},
2) P_{пл. 1,2} = const,
3) μ_н(ж)1,2 = const,
4) K_{1,2 ПЗП} = const.

1/3 при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.},
2) P_{пл. 1,2} ≠ const,
3) μ_н(ж)1,2 = const,
4) K_{1,2 ПЗП} = const.

1/4 при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.},
2) P_{пл. 1,2} ≠ const,
3) μ_н(ж)1,2 = const,
4) K_{1,2 ПЗП} = const.

Параметры
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж), ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.} K отсутствуют,
K_отн. = 1, K₂ = K₁, в вариантах:
1/5 при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1 уст.},
2) P_{пл. 1,2} = const,
3) μ_н(ж)1,2≠ Const,
4) K_{1,2 ПЗП} = const.

присутствующий параметр ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) определяют согласно выражению:

K_отн. = 1 и K₂ = K₁, параметр ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K отсутствует,
1/6 при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2 уст.},
2) P_{пл. 1,2} = const,
3) μ_н(ж)1,2≠ const,
4) K_{1,2 ПЗП} = const,
присутствующий параметр ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) определяют согласно выражению
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж)= ±Q_{н(ж)1расч.}∓Q_{н(ж)2уст.}
K_отн. = 1 и K₂ = K₁, параметр ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K отсутствует,
1/7 при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1 уст.},
2) P_{пл. 1,2} ≠ const,
3) μ_н(ж)1,2≠ const,
4) K_1,2 = const.

присутствующий параметр
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) определяют согласно выражению:

K_отн. = 1 и K₂ = K₁, параметр ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K отсутствует,
1/8 при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.},
2) P_{пл. 1,2} ≠ const,
3) μ_н(ж)1,2 ≠ const,
4) K_{1,2 ПЗП} = const.

присутствующий параметр ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж)
определяют согласно выражению:

K_отн. = 1 и K₂ = K₁, параметр ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K отсутствует,
1/9 при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.},
2) P_{пл. 1,2} = const,
3) μ_н(ж)1,2≠ const,
4) K_{1,2 ПЗП} ≠ const.

присутствующие параметры ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K.

K_отн., K₂ определяют, соответственно, согласно выражениям:
∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.}K = ± Q_{н(ж)1уст.прив.} ∓ Q_{н(ж)2расч.},

параметр ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) отсутствует,
1/10 при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.},
2) P_пл.1,2 = const,
3) μ_н(ж)1,2 = const,
4) K_{1,2 ПЗП} ≠ const.

эти же параметры определяют, cоответственно, согласно выражениям:
∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.}K =± Q_{н(ж)1расч.} ∓ Q_{н(ж)2уст.прив.},

1/11 при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.},
2) P_{пл. 1,2} ≠ Const,
3) μ_н(ж)1,2 = Const,
4) K_1,2 ≠ Const.

эти же параметры определяют соответственно, согласно выражениям:

1/12 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.},
2) P_{пл. 1,2} ≠ Const,
3) μ_н(ж)1,2 = Const,
4) K_{1,2 ПЗП} ≠ Const.

эти же параметры определяют, соответственно, согласно выражениям:

1/13 при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.},
2) P_{пл. 1,2} = Const,
3) μ_н(ж)1,2≠ Const,
4) K_{1,2 ПЗП} ≠ Const.

присутствующие параметры ± Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K, K_отн., K₂,
± Δ Q_{н(ж)ув.изм.} μ_н(ж)
определяют, соответственно согласно выражениям:

с использованием выражения:

с использованием выражения:
Q_{н(ж)2расч.перепр.} к K₁ = (Q_{н(ж)2 расч.} · K₁/K₂,
1/14 при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.},
2) P_{пл. 1,2} = Const,
3) μ_н(ж)1,2≠ Const,
4) K_{1,2 ПЗП} ≠ Const.

эти же параметры определяют, соответственно, согласно выражениям:

с использованием выражения

с использованием выражения:
Q_{н(ж)2уст.прив. перепр.} к K₁ = (Q_{н(ж) 2уст.прив.} K₁/K₂,
/1/15/ при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.},
2) P_{пл. 1,2} ≠ Const,
3) μ_н(ж)1,2≠ Const,
4) K_1,2 ≠ Const.

эти же параметры определяют, соответственно, согласно выражениям:

с использованием выражения
Q_{н(ж)2расч.перепр.} к μ_н(ж)1
из варианта (1/13).

с использованием выражения:
Q_{н(ж)2расч.перепр.} к K₁ из варианта (1/13),
1/16 при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 2 уст.},
2) P_{пл. 1,2} ≠ Const,
3) μ_н(ж)1,2≠ Const,
4) K_{1,2 ПЗП} ≠ Const.

эти же параметры определяют, соответственно, согласно выражениям:

с использованием выражения
Q_{н(ж) 2уст.прив.перепр.} к μ_н(ж)1 из варианта (1/14),

с использованием выражения:
Q_{н(ж)2уст.прив.перепр.} к K₁ из варианта (1/14),
и параметр в зависимости от конкретных условий, встречающихся в соответствующих вариантах полных наборов конкретных условий, при наличии дополнительного условия, что Const, определяют согласно следующих выражений:
при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.}, имеющихся в вариантах (1/1, 5, 9, 13),
2) P_{пл. 1,2} = Const,
3) Const,

при 1) Q_{н(ж)прив} - Q_{н(ж)2уст.}, имеющихся в вариантах (1/2, 6, 10, 14),
2) P_{пл. 1,2} = Const,
3) Const.

при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.}, имеющихся в вариантах (1/3, 7, 11, 15),
2) P_{пл. 1,2} ≠ Const,
3) Const,

при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.}, имеющихся в вариантах (1/4, 8, 12, 16),
2) P_{пл. 1,2} ≠ Const,
3) Const,

и текущие параметры призабойной зоны пласта и флюиде, K₂/ и K определяют одинаково для всех вариантов, соответственно, согласно следующих выражений:

где
Q_{н(ж)1, 2ув.уст.} - установившиеся увязанные фактически по определенному рабочему забойному давлению P_{раб.заб.};
Q_{уст. 1, 2} = Const - массовые дебиты предыдущих и текущих исследований кг/сут (или т/сут);
∓Δ Q_{н(ж)ув.факт.} - общие приращения фактически увязанных установившихся массовых дебитов от изменения общего геологического состояния скважины между предыдущим и текущим исследованиями, кг/сут (или т/сут);
Q_{н(ж) 1,2уст.прив.} - установившиеся совместно-графически увязанные массовые дебиты предыдущих или текущих исследований, выбранные за привязочные, кг/сут (или т/сут);
Q_{н(ж) 1,2расч.} - совместно-графически увязанные от установившихся расчетных массовых дебитов предыдущего или текущего исследований (кг/сут), в случае зависимого, преимущественно, их определения;
Q_{н(ж)усл.расч.ʹ} и Q_{н(ж)усл.расч.ʺ} - условные расчетные дебиты, совместно-графически увязанные от установившихся дебитов, соответственно, предыдущих и текущих исследований (кг/сут), в случае независимого, в порядке исключения, их определения, (т/сут), в случае зависимого, преимущественно, их определения
∓Δ Q_{н(ж) ув.} - общие приращения совместно-графически увязанных установившихся и расчетных массовых дебитов предыдущих и текущих исследований, отражающие неравенство этих дебитов от изменения общего геологического состояния скважины между этими исследованиями, P_пл.1,2 - пластовое давление в текущее и предыдущее исследования, МПА (или кгс/см²);
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}P_пл. - приращение этих же дебитов от изменения P_пл. между исследованиями, кг/сут (или т/сут);
Вар - количество вариантов;
μ_н(ж) - вязкость нефти (жидкости), МПа · с;
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) - приращение этих же дебитов от изменения μ_н(ж) между исследованиями, кг/сут (или т/сут);
К_1,2 - проницаемость призабойной зоны пласта в предыдущее и текущее исследования или предыдущая и текущая проницаемости, D, Mg (или 10^-12м², 10^-15м²);
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.} , К - приращение этих же дебитов от изменения к ПЗП между исследованиями, кг/сут (т/сут);
К_отн. - относительная проницаемость призабойной зоны пласта, представляющая собой отношение К₂/К₁, безр.;
Q_{н(ж)2расч.перепр.} к μ_н(ж)1 - расчетный дебит текущего исследования, который был бы не при μ_н(ж)2, а при μ_н(ж)1, кг/сут (или т/сут);
Q_{н(ж)2расч.перепр.} к К₁ - расчетный дебит текущего исследования, который был бы не при К₂, а при К₁ПЗП, кг/сут (т/сут);
Q_{н(ж)2уст.прив.перепр.} к μ_н(ж)1 - установившийся дебит текущего исследования, выбранный за привязочный, который был бы не при μ_н(ж), а при μ_н(ж)1, кг/сут (т/сут);
Q_{н(ж)2 уст.прив.перепр.} к K₁ - установившийся дебит текущего исследования, выбранный за привязочный, который был бы не при K₂, а при K₁, кг/сут (или т/сут);
- средняя плотность нефти (жидкости) в остановленной скважине, кг/м³;
- приращения совместно-графически увязанных установившихся и расчетных объемных дебитов между предыдущим и текущим исследованиями, м³/сут;
K₂/μ_н(ж)2 - текущий коэффициент подвижности нефти (жидкости), 10^-11м²/Па·с;
(K₂·h)/μ_н(ж)2 -текущий коэффициент гидропроводности нефти (жидкости) 10^-10м³/Па·с;
h - эффективная мощность работающего интервала, м;
K - текущий коэффициент пьезопроводности, м²/с;
m - пористость, доли единицы;
β - коэффициент сжимаемости жидкости 1,2 · 10^-91/Па.

β_п - коэффициент сжимаемости породы, 1,5 · 10^-11 1/Па.

На фиг. 1 иллюстрируется графическая обработка данных проведенных конкретных исследований нефтяной скважины по известному способу. Точнее, приведена прологарифмированная кривая восстановления забойного давления во времени КВД в координатах ΔP_заб. (МПА) - lnt и экстраполяция прямолинейного участка КВД (участок точек 5, 6) ΔP_заб. = f/lnt/ до пересечения с осью ординат с определением коэффициента A = 1,53 и углового коэффициента B, равного tg∠i = 0,2085, посредством которых (A и B) и были определены все возможные для известного способа параметры ПЗП и флюида.

На фиг. 2 иллюстрируется пример построения согласно изобретению натуральных кривых восстановления забойного давления во времени (КВД) остановленной нефтяной (жидкостной) скважине, эксплуатируемой при динамическом уровне в предыдущие и текущие исследования в координатах P_заб.(МПа) - T (мин), соответственно, P_{заб. 1} от T и P_{заб. 2} от T с нанесением конечных точек (участков) КВД, соответствующих предыдущему и текущему пластовым давлениям P_{пл. 1,2}, и совместно-графическая увязка этих КВД по установившемуся рабочему забойному давлению предыдущих исследований P_{заб. n уст. 1}, с графическим определением точки пересечения 2 и десятиминутных приращений забойных давлений для начальной (привязочной) точки 1 и неначальной точки 1 пересечения 2, соответственно, Δ P_заб. (10 мин 1 и Δ P_заб.) 10 мин 2, с которых затем получают минутные приращения забойных давлений, соответственно, Δ P_{заб./мин 1} и Δ P_{заб./мин 2}, посредством которых определяют увязанный расчетный дебит Q_{н(ж)2 расч.}, который вместе с увязанным установившимся привязочным дебитом Q_{н(ж) 1уст.прив.} необходим для решения задач изобретения.

На фиг. 2 иллюстрируется случай при P_пл.1,2=Const, и Q_{н(ж) прив.} - Q_{н(ж)1уст.}.

На фиг. 3 иллюстрируется пример построения согласно изобретению натуральных кривых восстановления забойного давления во времени (КВД) в остановленной нефтяной (жидкостной) скважине, эксплуатируемой при динамическом уровне в предыдущие и текущие исследования, в координатах P_заб. (МПа) - T (мин), соответственно, P_{заб. 1} от T и P_{заб. 2} от T с нанесением конечных точек (участков) КВД, соответствующих предыдущему и текущему пластовым давлениям P_{пл. 1,2}, и совместно-графическая увязка этих КВД по установившемуся рабочему забойному давлению текущих исследований P_{заб. n уст.2}, с графическим определением точки пересечения 1 и пятиминутных приращений забойных давлений для начальной (привязочной) точки 2 и неначальной точки пересечения 1, соответственно, Δ P_{заб./5 мин} 2 и Δ P_{заб./5мин} 1, с которых затем получают минутные приращения забойных давлений, соответственно, Δ P_{заб./мин} 2 и Δ P_{заб./мин} 1, посредством которых определяют увязанный расчетный дебит Q_{н(ж)1расч.}, который вместе с увязанным установившимся привязочным дебитом Q_{н(ж) 2уст.прив.} необходимы для решения задач изобретения.

На фиг. 3 иллюстрируется пример при P_{пл. 1,2}= Const и Q_{н(ж)прив} - Q_{н(ж) 2уст.}
На фиг. 4 иллюстрируется пример построения согласно изобретению натуральных КВД в остановленной нефтяной (жидкостной) скважине, эксплуатируемой при динамическом уровне, в предыдущие и текущие исследования и построение условной КВД, как концентрично-соосно-ординатной КВД предыдущих исследований, в координатах P_заб. (МПа) - T (мин), соответственно, P_{заб. 1} от T, P_{заб. 2} от T и P_{заб. усл.} от T с нанесением конечных точек (участков) КВД, соответствующих предыдущему и текущему пластовым давлениям P_{пл. 1} и P_{пл. 2}, и совместно-графическая увязка этих КВД по установившемуся рабочему забойному давлению предыдущих исследований P_{заб. n уст. 1} с графическим определением точек пересечения 2 и Y¹ и десятиминутных приращений забойных давлений для начальной (привязочной) точки 1 и неначальных точек пересечения 2 и Y¹, соответственно, Δ P_{заб. / 10мин.} 1, Δ P _{заб./ 10 мин.} 2, Δ P_{заб./10 мин.}Y¹, с которых затем получают минутные приращения забойных давлений, соответственно, Δ P_{заб./мин.} 1, Δ P_{заб./мин.} 2, Δ P_{заб./мин}Y¹, посредством которых определяют увязанные расчетный и условный расчетный дебиты, соответственно, Q_{н(ж)2 расч.} и Q_{н(ж) усл.расч.1}, которые вместе с увязанным установившимся привязочным дебитом Q_{н(ж) 1уст.прив.} необходимы для решения задач изобретения.

На фиг. 4 иллюстрируется пример при P_{пл. 1, 2} ≠ Const и Q_{н(ж)прив.}, - Q_{н(ж) 1уст.}.

На фиг. 5 иллюстрируется пример построения согласно изобретению натуральных КВД в остановленной нефтяной (жидкостной) скважине, эксплуатируемой при динамическом уровне, в предыдущие и текущие исследования и построение условной КВД, как концентрично-соосно-ординатной КВД предыдущих исследований, в координатах P_заб. (МПа) - T (мин), соответственно, P_{заб. 1} от T, P_{заб. 2} от T и P_{заб. усл.} от T с нанесением конечных точек КВД, соответствующих предыдущему и текущему пластовым давлениям P_{пл. 1} и P_{пл. 2}, и совместно-графическая увязка этих КВД по установившемуся рабочему забойному давлению текущих исследований P_{заб. n уст.} 2 с графическим определением точек пересечения 1 и Y¹¹ и пятиминутных приращений забойных давлений для начальной привязочной точки 2 и неначальных точек пересечения 1 и Y¹¹, соответственно, ΔP_{заб./5 мин.} 2, Δ P_{заб./5мин.} 1, Δ P_{заб./5мин.} Y¹¹, с которых затем получают минутные приращения забойных давлений, соответственно, Δ P_{заб./мин} 2, Δ P_{заб./мин.}1, Δ P_{заб./мин.}Y¹¹, посредством которых определяют увязанные расчетный и условный расчетный дебиты, соответственно, Q_{н(ж)1 расч.} и Q_{нм(ж) усл.расч."}, которые вместе с увязанным установившимся привязочным дебитом Q_{н(ж) 2уст.прив.} необходимы для решения задач изобретения.

На фиг. 5 иллюстрируется пример при P_{пл. 1, 2} ≠ Const и Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2 уст.}.

Сущность способа заключается в следующем.

Установившийся дебит (или производительность) замеряют или определяют при необходимости, в частности, при отсутствии замера установившегося дебита с предыдущее исследование и, в случае, когда установившийся дебит при текущем исследовании берут за привязочный и в этом случае (или) замеряют известным способом (т. е. замерной емкостью или жидкостным расходомером) или определяют согласно (или по) изобретению, и время возрастания забойного давления в остановленной скважине измеряют в минутах, с достижением восстановления текущего пластового давления P_{пл. 2}, в случае отсутствия о нем достоверных данных. И обработку полученных данных текущего и(или) предыдущего исследований по (или согласно) изобретению для определения фактических установившихся дебитов, сначала как неувязанных (или как неувязанных производительностей), в зависимости от наличия или отсутствия тех или иных исходных данных, в частности, от наличия или отсутствия тех или иных исходных данных, в частности, от наличия или отсутствия конструкционных данных скважины или замера фактического, установившегося перед остановкой скважины, дебита в текущее и(или) предыдущее исследования, осуществляют различными обработками, посредством доказательства прямо пропорциональной зависимости между временными, в частности, минутными приращениями массовых (весовых) дебитов Δ Q_{н(ж)/мин.} и суточных дебитов Q_{н(ж) /сут} (или просто Q_н(ж)) от временных, в частности, минутных приращений забойных давлений Δ P_{заб./мин}, отдельно в текущем и предыдущем исследованиях, в равенстве или тождестве этих взаимосвязей текущих и предыдущих исследований. В случае независимого их (установившихся дебитов) определения при текущем и(или) предыдущем исследованиях, обработку данных исследований осуществляют автономно-независимыми аналитической или графоаналитической обработками.

Первая из них заключается в отдельном использовании данных текущих и(или) предыдущих исследований по восстановлению забойного давления во времени, обычно оформляемых в виде таблиц, для аналитического определения временных, в частности, минутных приращений забойных давлений Δ P_{заб./мин} 2, 1 и имеющихся конструкционных данных скважины для определения на участке глубин забой - статический уровень активного внутреннего средневзвешенного сечения скважины S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.}, используемых с ранее определенным Δ P_{заб./мин.} для определения минутного приращения дебита Δ Q_{н(ж)/мин.} 1,2, посредством которого по соответствующему выражению и определяют неувязанные, установившиеся перед остановкой скважины, дебиты (или неувязанную производительность) по (или согласно) изобретению отдельно для текущего и/или предыдущего исследований.

А вторая отличается от первой графическим определением временных, в частности минутных приращений забойных давлений Δ P_{заб./мин.} 2,1 по КВД текущих и(или) предыдущих исследований, построенных не обязательно в одинаковом масштабе.

А при зависимом их определении при текущем или предыдущем исследованиях, при наличии их (дебитов) замера, соответственно, за предыдущее или текущее исследования осуществляют автономно-зависимыми аналитической или графоаналитической обработками. Первая из них заключается в том, что аналогично при автономно-независимой аналитической обработке (т.е. по табличным данным восстановления забойного давления) аналитически определяют P_{заб./мин.} 2, 1, но обязательно для обоих исследований, а при определении установившегося дебита по изобретению в одно из исследований (2,1) используют замер или определение установившегося дебита за другое исследование (1,2), по которому и по определенным Δ P_{заб./мин.} 2,1, по соответствующим конкретным конечным рабочим выражениям аналитически и определяют неизвестный неувязанный установившийся дебит. А вторая отличается от первой графическим определением временных, в частности, минутных приращений забойных давлений Δ P_{заб./мин.} 2,1 по КВД текущих и предыдущих исследований, построенных не обязательно в одинаковом масштабе. Т.е., эти четыре обработки имеют в изобретении два назначения, т.е. или выступают как предмет отдельного исследования скважины, т.е. как отдельное изобретение, или в качестве отдельного отличия данного изобретения используются, при необходимости, для определения установившихся неувязанных дебитов в предыдущее и(или) текущее исследования, с последующим выбором одного из дебитов в качестве привязочного для определения соответствующих ему увязанных расчетных дебитов, которые вместе необходимы для решения задач данного изобретения.

И для определения посредством углубленного толкования такого известного параметра нефтяной (жидкостной) скважины, как ее производительности или дебиты, и вытекающего отсюда нового неупотребляемого параметра, такого как уравненные или увязанные, посредством фактического уравнивания или фактической увязки, производительности или уравненные или увязанные дебиты, выступающие и как предмет отдельного исследования скважины, т.е. как отдельное изобретение, и как отдельное отличие данного изобретения, увязанных расчетных, а при P_{пл. 1,2} ≠ Const, и увязанных условных расчетных дебитов, обработку данных текущего и предыдущего исследований осуществляют совместно-графоаналитической обработкой с совместно-графической увязкой названных дебитов с установившимися, выбранными за привязочные, дебитами и определением их, соответственно, в порядке исключения, по независимому варианту и, преимущественно, по зависимому варианту этой обработки, так же посредством вышеназванного доказательства о прямо пропорциональной зависимости или взаимосвязи Δ Q_{н(ж)/мин.} и Q_н(ж) от Δ P_{заб./мин.}, как отдельно в текущем и предыдущем исследованиях, так и равенства (или тождества) этих взаимосвязей текущего и предыдущего исследований, так и равенства (или тождества) этих взаимосвязей текущего и предыдущего исследований. Совместно-графоаналитическая обработка заключается в построении КВД текущих и предыдущих исследований, а при P_пл.1,2 ≠ Const, - и условной КВД (или КВД условного исследования, приравненного к предыдущему исследованию по проницаемости ПЗП K₁, вязкости нефти (жидкости) μ_н(ж)1 , плотности (средней) нефти (жидкости) и к текущему исследованию - по пластовому давлению P_пл.2, как концентрично-соосно-ординатной КВД предыдущих исследований (непосредственное построение условной КВД есть Ноу-Хау и с этой целью ее следует назвать как концентрично-соосной, или более того, ограничиться высказыванием "а при P_пл.1,2 ≠ Const и условной КВД (или КВД условного исследования)" на одной фигуре, в одной системе координат P_заб. (МПа или кгс/см²) - T (мин) в одном масштабе и увязке этих КВД по отдельным точкам, одна из которых является начальной точкой КВД предыдущих или текущих исследований, отвечающей установившемуся перед остановкой скважины рабочему забойному давлению, выбранной за основную или привязочную, а соответствующие точки других КВД образуются от проведения через основную точку изолинии выбранного за привязочное установившегося рабочего забойного давления P_{заб. n уст.} 1,2 и пересечения этой изолинии с другими КВД.

Такую увязку можно назвать совместно-графической. Затем для увязанных т. о. основной и неосновных точек пересечения графически определяют соответствующие точкам увязанные временные, в частности минутные приращения забойных давлений P_{заб./мин.ув.}. А определение вышеназванных увязанных дебитов производят, в порядке исключения, по независимому и, преимущественно, по зависимому вариантам.

Определение совместно-графически увязанных расчетных и условных расчетных дебитов по независимому варианту осуществляют аналогично определению установившихся неувязанных дебитов по автономно-независимой графоаналитической обработке. Т. е., идентично ей используют имеющиеся конструкционные данные скважины, точнее ее S_{вн.скв.акт.} и аналогично ей графически определяют и используют совместно-графически увязанные приращения забойного давления Δ P_{заб./мин.}. При этом используют аналогичные автономно-независимым аналитической и графоаналитической обработкам соответствующие конкретные промежуточные рабочие выражения. Но, называется этот вариант обработки, поскольку совместно-графически увязанное Δ P_{заб./мин.} получают путем совместно-графоаналитической обработки и, поскольку он принадлежит этой обработке, не автономно-независимым, а совместно-графоаналитически-независимым. А определение - по зависимому варианту осуществляют аналогично определению установившихся неувязанных дебитов по автономно-зависимой графоаналитической обработке. Т. е., аналогично ей графически определяют совместно-графически увязанные Δ P_{заб./мин.} и используют, как известные, совместно-графически увязанные установившиеся дебиты при определении неизвестных совместно-графически увязанных расчетных и условных расчетных дебитов. Но, называется этот вариант обработки по аналогии с совместно-графоаналитически-независимым и в отличие от него, как совместно-графоаналитически-зависимым. При этом используют аналогичные автономно-зависимым аналитической и графоаналитической обработкам соответствующие общие промежуточные рабочие выражения, по которым, после установления необходимых и достаточных условий, охватывающих предыдущие и текущие исследования скважин, и возможных неполных вариантов этих условий для наличия (или присутствия) увязанных расчетных и условных расчетных дебитов, выводят конкретные промежуточные рабочие выражения для определения расчетных и условных расчетных дебитов для всех возможных вышеназванных вариантов условий.

Последующей интерпретацией данных совместно-графоаналитической обработки, т. е. интерпретацией совместно-графически увязанными (далее по тексту просто увязанными) (установившимися, расчетными и условными расчетными) дебитами определяют общие приращения между соответствующими, указанными дебитами (или увязанными производительностями) предыдущих и текущих исследований, отражающие изменение или приращение увязанных дебитов (или увязанных производительностей) от изменения общего геологического состояния скважины.

Т.е. ∓Δ Q_н(ж)ув. (или ∓Δ Q_{н(ж)ув.общ.}) и отдельные приращения вышеназванных дебитов от изменения пластового давления, т.е. ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}.

Затем посредством доказательств об установлении отсутствия или наличия влияния и, следовательно, установлении закономерности влияния параметров средней плотности нефти (жидкости) , проницаемости К ПЗП, вязкости нефти (жидкости) μ_н(ж) на массовые Q_н(ж) и объемные V_н(ж) дебиты нефтяной (жидкостной) скважины и, следовательно, на параметр КВД - Δ P_{заб./мин.} и конфигурация КВД определяют факторы, дополнительно до ранее определенных, P_{пл. 1,2} = Const, или ≠ Const, и Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1 уст.} или Q_{н(ж)2 уст.}, которые следует учитывать при составлении вариантов конкретных условий, охватывающих текущие и предыдущие исследования, и определяют сами 16 возможных вариантов конкретных условий, как по отдельности эмпирически, так и по суммарному их количеству теоретически, посредством введения нового математического термина "варианты".

Последующей интерпретацией увязанными (установившимися, расчетными и условными расчетными) дебитами для большинства простых, из всех 16 возможных, вариантов конкретных условий, по аналогии с определением параметров ∓Δ Q_н(ж)ув. и ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}, устанавливают отсутствие или наличие и, следовательно, определяют по соответствующим конкретным конечным рабочим выражениям оставшиеся, после определения параметров ∓Δ Q_{н(ж) ув.} и ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}, перечисленные в задаче изобретения, неизвестные (неупотребляемые) ранее параметры продуктивности скважины, кроме параметра ∓Δ V_{н(ж) изм.} , и первоочередно параметры ПЗП, такие как неупотребляемая ранее относительная проницаемость K_отн. и употребляемая ранее текущая проницаемость K₂.

А для определения этих параметров для самых сложных вариантов конкретных условий исследований скважины, которых набирается четыре (1/13 - 16), поскольку для этого вышеперечисленных увязанных дебитов недостаточно, дополнительно применяют обработку, которую можно назвать совместно-одноуравнительно-преобразовательной, при которой в паре соответствующих увязанных дебитов, подобранных для определения соответствующего искомого параметра, увязанный дебит, относящийся к предыдущим исследованиям, используется непосредственно, а увязанный дебит, относящийся к текущим исследованиям, посредством использования вышеназванных доказательств и одного из свойств пропорций, дополнительно преобразовывают вышеназванной обработкой.

Суть этой обработки заключается в попарном уравнивании соответствующих увязанных массовых дебитов текущего и предыдущего исследований, в зависимости от искомого параметра, то по одному из двух (по К ПЗП или по μ_н(ж)), то по другому параметрам путем фактической перепривязки, осуществляемой посредством использования непосредственно доказательств прямо пропорциональной зависимости от К ПЗП и обратно пропорциональной зависимости от μ_н(ж) неувязанных и увязанных массовых и объемных дебитов нефтяных (жидкостных) скважин, и одного из свойств пропорций, по соответствующим промежуточным рабочим выражениям, дебитов, относящихся к текущим исследованиям по выбираемым параметрам от текущего их значения до предыдущего.

Комбинированной интерпретацией преобразованными парами дебитов, по соответствующим конкретным конечным рабочим выражениям, определяют вышеобозначенные, оставшиеся неопределенными, параметры из задачи изобретения для самых сложных, из 16 возможных, вариантов конкретных условий исследования скважин. А для определения, при необходимости, параметра ∓Δ V_{н(ж)ув.изм.} для всех возможных вариантов конкретных условий исследования скважин при дополнительном условии, что Const, поскольку для этого вышеперечисленных увязанных дебитов также недостаточно, применяют обработку пар соответствующих увязанных массовых дебитов, подобранных для определения этого параметра, которую можно назвать совместно-двухуравнительно-условно-преобразовательной. Суть этой обработки заключается в условном попарном уравнивании соответствующих увязанных массовых дебитов предыдущего и текущего исследований одновременно по обоим (по К ПЗП и по μ_н(ж)) параметрам путем условной перепривязки дебитов, относящихся к текущим исследованиям, по названным параметрам от текущего их значения до предыдущего и подменой их дебитами, относящимися к предыдущим исследованиям. Условно-комбинированной интерпретацией условно преобразованными парами увязанных и уравненных массовых дебитов, относящихся к предыдущим исследованиям и используемым как таковые, и с этих же дебитов, используемых взамен увязанных совместно-двухуравнительно-условно-преобразованных, относящихся к текущим исследованиям, разделенных, согласно третьему положению (доказательству, истине) об обратно пропорциональной зависимости объемных дебитов V_н(ж) от , соответственно, на , по соответствующим конкретным конечным рабочим выражениям, охватывающим по группам все шестнадцать возможных вариантов конкретных условий исследования скважин, при наличии в них дополнительного условия, что Const, определяют вышеназванный параметр.

Затем по определенному, употребляемому ранее параметру ПЗП K₂, при наличии значения K₁, или установленному как равному K₁, при K_1,2 = Const, одинаково для всех шестнадцати возможных вариантов конкретных условий исследования скважин по (или согласно) изобретению по соответствующим конкретным конечным рабочим выражениям определяют известные (употребляемые) ранее текущие, зависящие от K₂ параметры ПЗП и флюида, такие как коэффициент подвижности нефти (жидкости) K₂/μ_н(ж)2 и коэффициент гидропроводности /K₂ · h// μ_н(ж)2, и текущий коэффициент пьезопроводности K определяют по известному выражению /4,30/ [2] и определенной по изобретению K₂.

Доказательство прямо пропорциональной взаимосвязи минутных приращений забойных давлений и минутных приращений массовых и объемных дебитов при остановке скважины на исследование нестационарным режимом (исследование методом КВД) осуществляется следующим образом.

Как в текущие (или последующие) /2/, так и в предыдущие /1/ исследования, с одной стороны, временные, в частности минутные приращения забойного давления Δ P_{заб./мин1,2}, равные временным, в частности минутным, приращениям давления динамического столба (уровня) нефти, если скважина безводная, или смеси нефть-вода, если скважина обводненная. Для безводной скважины, по аналогии с формулой
P_пл..=h_н· · g · 10^-6, /2, 12/
на с. 47, где
h - высота столба нефти в скважине, отсчитываемая от забоя скважины, м;
- средняя плотность нефти в остановленной скважине, кг/м³;
ΔP_{заб./мин1,2} будет равно:

где
Δ h_{н дин./мин 1,2} - минутное приращение столба нефти в остановленной скважине в предыдущее и текущее исследования, м;
- средняя плотность нефти в остановленной скважине в предыдущее и текущее исследования, кг/м³.

И для обводненной скважины, по аналогии с формулой:

на с. 48,
где
L_с - глубина скважины, м;
H _сп - глубина спуска подъемника (насоса), м;
H_дин. - глубина динамического уровня перед остановкой скважины, м;
H_ст - глубина статического уровня при стоянке скважины, м;
- плотность водонефтяной смеси, кг/м³;
ΔP_{заб./мин 1, 2} будет равно:

или:

или:

или:

или:

где
- средняя плотность водонефтяной смеси (или другой жидкости) в остановленной скважине в предыдущее и текущее исследования, кг/м³, и остальные обозначения те же, что и в /1/.

B /1/ и /1/¹ произведение получают в Па, а множитель 10^-6 переводит Па в МПа.

С другой стороны, как в предыдущее, так и в текущее исследование, минутные приращения массовых (весовых) дебитов в остановленной скважине Δ Q_{н/ж//мин 1, 2} могут быть определены как:

и

или

где
ΔQ_{н(ж)н(ж)/мин1,2} - минутные приращения массового дебита, в кг/мин, если в кг/м³;
Δ H_{н(ж)дин./мин 1, 2} - минутное приращение динамического уровня, м;
S_вн.скв. - площадь внутреннего сечения ствола скважины, м²;
произведение ΔH_{н(ж)дин./мин 1, 2}· S_вн.скв - минутное приращение объемного дебита скважины (ΔV_{н(ж)/мин 1,2}), которое, будучи умноженным на (·g), превращается в минутное приращение массового дебита Δ Q_{н(ж)/мин 1, 2}.

Последнее говорит об одинаковой взаимосвязи минутных приращений массовых и объемных дебитов с минутными приращениями забойных давлений.

B /2/ произведение если в кг/м³, получают в нъютонах /H/ / мин, а множитель 10^-1 (точнее 1/9,81) переводит H /мин в кг/ мин. Если же брать в т/м³ (что соответствует г/см³), то указанное произведение получают в (т·10)/мин, и тогда множитель 10^-1 переводит /т·10/ / /мин в т/мин и ΔQ_{н(ж)мин 1, 2} получают в т/мин.

Сравнивая /1/ и /2/, видим, что общим в них есть произведение , которое в /1/ получают в Па. Тогда, подставив в /2/ вместо общего произведения его значение из /1/, выражению /2/ придают вид:

и

или

Выражения 1-3 есть доказательно-демонстрационные выражения.

Из /3/ следует, что существует прямо пропорциональная связь между Δ Q_{н(ж)/мин 1, 2} и Δ P_{заб./мин 1, 2}, так как составляющая выражения /3/ S_вн.скв 10^-1= Const, при восстановлении забойного давления в остановленной нефтяной (жидкостной) скважине в предыдущее и текущее исследования.

А, согласно вышеизложенному об одинаковой взаимосвязи минутных приращений массовых и объемных дебитов с минутными приращениями забойных давлений, следует, что и между Δ V_{н(ж)/мин 1, 2} и Δ P_{заб./мин 1, 2} также существует такая же прямо пропорциональная связь или взаимосвязь. И обусловливается эта прямо пропорциональная связь (или зависимость), как отмечалось выше, общей для выражений /1/ и /2/ составляющей этих выражений.

Но в /3/ переводной множитель (или коэффициент) 10^-1 также следует отнести к Δ P, отчего Δ P будет не в Па (или Н/м²), а в кг/м² и, поскольку такой единицы давления нет, то ее можно выразить в Па, т.е. в 10^-1·Па или Па·10^-1.

Учитывая то, что внутренний диаметр эксплуатационных колонн на отдельных ее участках может быть различным, в том числе и на участке от забоя до статического уровня, то S_вн.скв на этом участке, т.е. S_{вн.скв.стат.} следует брать средневзвешенным, сокращенно S_{вн.скв.от ср.взв}. Средневзвешенная площадь внутреннего сечения скважины, как и всякая средневзвешенная величина, определяется путем сложения произведений всех имеющихся на участке от забоя до статического уровня площадей сечения, соответствующих имеющимся различным внутренним диаметрам эксплуатационной колонны, на длины этих участков колонны и деления на общую длину таких участков, т.е.

Учитывая то, что активным внутренним сечением скважины является не все внутреннее сечение, а только часть его, исключающая сечение тела глубинного оборудования скважины (НКТ, насоса и др.), следует учитывать сечение этого оборудования, которое также следует определять средневзвешенно.

то есть
.

Тогда активное средневзвешенное сечение скважины составит разницу этих средневзвешенных сечений, т.е.

S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв}. = S_{вн.скв. ст.ср.взв.} - S_{тела обор.ст.ср.взв}, м² /6/.

Выражения 4-6 есть конкретные промежуточные рабочие выражения. Тогда выражению /3/ можно придать вид:
Δ Q_{н(ж),кг/мин 1}=10^-1· Δ P_{заб.,Па/мин 1}·S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв}, м²,
и Δ Q_{н(ж),кг/мин 2} = 10^-1 · Δ P_{заб.,Па/мин 2} · S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.}, м²,
или Δ Q_{н(ж),кг/мин1, 2} = 10^-1 · Δ P_{заб.,Па/мин1,2} · S_{вн.скв.акт. ст.ср.взв.},
или
Δ Q_{н(ж)/мин 1, 2} = Δ P_{заб./мин 1, 2} · S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.} /7/,
где
Δ Q_{н(ж)/мин 1, 2} - минутное приращение дебита, кг;
Δ P_{заб./мин 1, 2} - минутное приращение забойного давления, Па·10^-1;
S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.} - активная средневзвешенная площадь внутреннего сечения скважины, м².

Выражение /7/ есть конкретное промежуточное рабочее выражение.

Из выражений /3/ и /7/ следует, что существует прямо пропорциональная связь между Δ Q_{н(ж)/мин 1, 2}, а, следовательно, и Δ V_{н(ж)/мин 1, 2}, и Δ P_{заб./мин 1, 2}, так как составляющая выражения /7/ S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.} = const, при восстановлении забойного давления в остановленной нефтяной (жидкостной) скважине в предыдущее и текущее исследования, и, что эта прямо пропорциональная зависимость не зависит от параметров пласта и флюида, хотя сами Δ Q_{н(ж)/мин 1, 2}, Δ V_{н(ж)/мин 1, 2} и Δ P_{заб./мин 1, 2} зависят от параметров пласта флюида, которые могут изменяться от одного исследования к другому. И эту зависимость можно выразить уравнением прямой с угловым коэффициентом K. Т.е., Y = KX, /X/ ([4] с. 19), откуда Y/K = K, [4 /X/]¹.

Применительно к нашему примеру, поскольку символ K уже задействован под параметр проницаемости, этот коэффициент обозначают как F. Тогда в общей форме получают:

Тогда, по аналогии с выражением /8/ с выражений (8) и (7), в случае, когда согласно условию изобретения, конструкция скважины const, получают:

Выражения /9/ являются доказательно-демонстрационными выражениями. С /9/ следует, что коэффициент этой прямо пропорциональной связи обусловливается и численно равен средневзвешенной площади активного внутреннего сечения ствола скважины на участке забой-статический уровень, т.е. S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.}, т.е. обусловливается конструкцией скважины. Изложенное в этом отличии, в том числе и изложенное о прямо пропорциональной взаимосвязи Δ Q_{н(ж)/мин 1, 2} и Δ V_{н(ж)/мин 1, 2} с Δ P_{заб./мин 1, 2}, и выражения (1 - 9) относятся к одному или обоим исследованиям, к текущему и(или) к предыдущему по отдельности, и цифры 1, 2 здесь означают, соответственно, предыдущее и текущее исследования и Δ Q_{н(ж)/мин 1, 2},
Δ V_{н(ж)/мин 1, 2}, Δ P_{заб./мин 1, 2} относятся к различным, в текущем и предыдущем исследованиях, рабочим забойным давлениям.

Т. е. , здесь перечисленные приращения не увязаны по рабочему забойному давлению. Но, если эта прямо пропорциональная связь (взаимосвязь) Δ Q_{н(ж)/мин 1, 2} с Δ P_{заб./мин 1, 2} при восстановлении забойного давления в остановленной нефтяной (жидкостной) скважине обусловливается только конструкцией скважины, и, следовательно, не зависит от параметров пласта, ПЗП и флюида и, следовательно, закономерно существует и в текущих, и в предыдущих исследованиях, то между ними (связями Δ Q_{н(ж)/мин 1, 2} с Δ P_{заб./мин 1, 2} в текущих и предыдущих исследованиях) можно поставить знак равенства или прямо пропорционально отождествить. Т. о., доказана прямо пропорциональная взаимосвязь Δ Q_{н(ж)/мин} с соответствующими им Δ P_{заб./мин} при восстановлении забойных давлений в остановленной нефтяной (жидкостной) скважине, как в отдельности в предыдущем и текущем исследованиях, так и равенство или тожество между этими взаимосвязями предыдущих и текущих исследований. Принимая возможность такого равенства, такого отождествления с выражения /9/, получают:

Учитывая то, что Δ Q_{н(ж)/мин 1, 2} отличаются от Q_{н(ж) 1, 2} тем, что первые в 1440 раз меньше вторых, так как 1440 мин составляют одни сутки, т. е., что Q_{н(ж) 1, 2} = ΔQ_{н(ж)/мин 1, 2} · 1440 мин/сут, /II/, с /II/ получают:

Здесь цифры 1, 2 также означают, соответственно, предыдущее и текущее исследования.

Выражения 10 - 12 есть общие доказательно-демонстрационные выражения.

Таким образом, доказана прямо пропорциональная взаимосвязь и Q_н(ж) с соответствующими им Δ P_{заб./мин}, как в отдельности в предыдущем и текущем исследованиях, так и равенство (или тождество) между этими взаимосвязями предыдущих и текущих исследований. Для удобства пользования конкретными промежуточными рабочими выражениями этого отличия с используемыми в третьем отличии они сведены в ориентирную таблицу N 3.

При текущем исследовании скважины по (или согласно) изобретению замер установившегося неувязанного дебита (или неувязанной производительности) известным способом или определением его по изобретению производится для решения задач изобретения.

И производится, как отмечалось в первом отличии, при необходимости, в частности, при отсутствии замера установившегося дебита в предыдущее исследование или в случае, когда установившийся дебит при текущем исследовании берут за привязочный.

Но определение установившихся неувязанных дебитов по изобретению может иметь необходимость по данным предыдущего исследования (данным предыдущей КВД) без проведения текущего исследования или при отсутствии возможности фактического замера (расходомером или замерной емкостью) установившегося дебита при текущем исследовании для определения всех возможных по изобретению параметров скважины, или исключительно для определения установившегося дебита, с которым скважина работает в данное время, для чего достаточно кратковременной остановки скважины и кратковременного снятия показаний по восстановлению забойного давления (кратковременной КВД).

В этом случае способ определения установившегося дебита по изобретению становится предметом отдельного исследования скважины (или отдельным изобретением). В случае, когда установившийся неувязанный дебит для решения задач исследования определяют не известными способами, а по изобретению, это определение является отдельным отличием данного изобретения.

Определение установившихся дебитов, в зависимости от наличия или отсутствия тех или иных исходных документальных данных или данных исследований, в частности, от наличия или отсутствия конструкционных данных скважины и(или) подземного оборудования или замера (или возможности замера) установившегося дебита в предыдущее и(или) текущее исследования, осуществляют различными обработками посредством доказательства прямо пропорциональной зависимости между временными, в частности, минутными приращениями массовых (или весовых) дебитов Δ Q_{н(ж)/мин} и суточных дебитов Q_{н(ж)/сут} (или простой Q_н(ж)) от временных, в частности минутных приращений забойных давлений Δ P_{заб./мин} отдельно в текущем и предыдущем исследованиях, и равенстве или тождестве этих взаимосвязей текущего и предыдущего исследований, являющегося вторым отличием изобретения.

При наличии конструкционных данных скважины и подземного оборудования, точнее, данных, позволяющих определить S_{вн.скв.ст.ср.взв.}, S_{телаобор.ст.ср.взв.} и S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.}, рассматриваемых во втором отличии, и при отсутствии замера (или возможности замера) установившихся дебитов в предыдущем и текущем исследованиях, применяют автономно-независимые аналитическую и графоаналитическую обработки.

Согласно изобретению, замер установившихся дебитов можно осуществить посредством замеров восстановления забойного давления во времени установленными на забое скважины измерительными элементами, позволяющими получать информацию о забойных давлении и температуре ([3], с. 6, 7), или другими известными способами, при установившемся перед остановкой скважины давлении P_{заб. nуст.}, с последующим аналитическим или графоаналитическим определением временных, в частности минутных приращений забойных давлений Δ P_{заб./мин}, которые и используются для определения установившихся дебитов. При этом важна исправность обратных клапанов и целостность лифтовой подвески, предупреждающих снижение уровня нефти (жидкости) в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и искажение восстановления забойного давления и, следовательно, временного, в частности минутного приращения забойного давления Δ P_{заб./мин} при остановке скважины.

Автономно-независимая аналитическая обработка данных предыдущих и(или) текущих исследований по определению установившихся дебитов (или производительностей) заключается в использовании табличных данных по восстановлению забойного давления во времени, измеряемом в минутах, обычно оформляемых в виде таблиц, для аналитического определения временных, в частности минутных, приращений забойных давлений Δ P_{заб./мин 1, 2} и конструкционных данных скважины, для определения посредством приведенных во втором отличии конкретных промежуточных рабочих выражений, на участке забой-статический уровень внутреннего средневзвешенного сечения скважины S_{вн.скв.ст.ср.взв.}, выражение /4/, средневзвешенного сечения тела глубинного оборудования S_{тела гл. обор.ст.ср.взв.}, выражение /5/ и, как разницу этих величин, активного внутреннего средневзвешенного сечения скважины S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.}, выражение /6/, используемому с ранее определенным Δ P_{заб./мин} для определения минутного приращения дебита Δ Q_{н(ж)/мин 1, 2}, выражение /7/, посредством которого по конкретному конечному рабочему выражению /13/ и определяют установившийся дебит. Аналитическое определение по табличным данным Δ P_{заб./мин} осуществляют так.

От второго или третьего или более удаленного, в зависимости от близости замеров по времени, замеров восстановления забойного давления, измеренного в МПа или кгс/см², отнимают первый замер P_{заб./n уст}, получая, т.о., приращение забойного давления за несколько минут Δ P_{заб./n мин}. Затем, разделив полученное Δ P_{заб./n мин} на количество /n/ минут между этими замерами, определяют Δ P_{заб./мин.}. Затем, согласно конкретному промежуточному рабочему выражению с второго отличия
Δ Q_{н(ж)/мин 1, 2} = Δ P_{заб./мин 1,2}· S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.}, /7/,
где
Δ Q_{н(ж)/мин1,2}, кг;
Δ P_{заб./мин1,2}, Па · 10^-1;
S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.}, м², найденное Δ P_{заб./мин}, в МПа или кгс/см², переводят в Па·10^-1, принимая, что
1 МПа=1·10⁵, Па·10^-1 и 1 кгс/см²=1·10⁴, Па· 10^-1. Затем, согласно общим рабочим выражениям /4, 5, 6/ с второго отличия, по геолого-техническим данным скважины определяют S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.}, м². Затем, по определенным Δ P_{заб./мин}, Па·10^-1 и S_{вн.скв. акт.ст.ср.взв.}, м², по выражению /7/ определяют минутное приращение установившегося дебита, в кг, Q_{н(ж)/мин.1, 2 уст.}, кг. Затем, по общему доказательно-демонстрационному выражению из второго отличия
Q_{н(ж)1, 2}= Δ Q_{н(ж)/мин1, 2}· 1440 мин/сут, /11/
по полученному выражению /7/ Δ Q_{н(ж)/мин1,2}, кг, определяют суточный установившийся дебит Q_{н(ж)1, 2 уст.} или фактический Q_{н(ж)1,2 факт.}, в кг/сут, который можно выразить в т/сут. Но, определенный таким образом Q_{н(ж)1, 2факт.} будет как бы рассчитанным или расчетным, т.е., фактический - расчетным. Но термины "фактический" и "расчетный" несовместимы. Тогда, учитывая то, что такое определение дебита является независимым от других дебитов, то такой фактический дебит целесообразно назвать как "фактический независимый", сокращенно "факт. незав. ", т. е. Q_{н(ж) 1, 2 факт.незав.} или "установившийся независимый", сокращенно "уст.незав.", т.е. Q_{н(ж)1,2уст.незав.}, что и принимают.

Тогда, переименовав в выражении /11/ его составляющую Q_{н(ж) 1, 2} на Q_{н(ж)1, 2 уст.незав.} и подставив вместо составляющей Q_{н(ж)/мин 1, 2} его значение из /7/, получают соответствующее независимым установившимся дебитам выражение.

Т. е. , Q_{н(ж)1,2уст.незав.}= Δ P_{заб./мин1,2}· S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.}·1440 мин/сут, /13/, где Q_{н(ж) 1, 2уст.незав.}, кг;
Δ P_{заб./мин 1, 2}, Па·10^-1, S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.}, м².

Выражение /13/ есть конкретное конечное рабочее выражение, по которому и следует определять Q_{н(ж) 1, 2уст.незав.}. Автономно-независимая графоаналитическая обработка данных предыдущих и/или текущих исследований по определению установившихся неувязанных дебитов (или неувязанных производительностей) отличается от автономно-независимой аналитической обработки определением Δ P_{заб./мин}, заключающимся, как отмечалось в первом отличии, в использовании забойных КВД текущих и предыдущих исследований, построенных необязательно в одинаковом масштабе. Т.е., отличается графическим определением Δ P_{заб./мин}, которое заключается в том, что на фиг.3 на КВД текущего и(или) предыдущего исследований с начальной точки КВД, являющейся общей для КВД и для оси давлений (оси ординат), соответствующей установившемуся рабочему забойному давлению, проводят линию установившегося рабочего забойного давления P_{заб.nуст.}. Затем на этой линии от начальной точки откладывают отрезок времени в n мин в масштабе оси времени (оси абсцисс) в сторону его возрастания и с конца этого отрезка восстанавливают вертикаль (перпендикуляр) до пересечения его с данной КВД. Полученный вертикальный отрезок в масштабе оси забойных давлений (оси ординат) дает Δ P_{заб./nмин}, уменьшение которого в n раз дает искомое Δ P_{заб./мин}.

При отсутствии конструкционных данных скважины и(или) подземного оборудования и при наличии замера установившегося дебита в текущее и(или) предыдущее исследования и при отсутствии возможности фактического его замера, соответственно, в предыдущем и(или) текущем исследованиях, для его определения в эти исследования применяют автономно-зависимые аналитическую и(или) графоаналитическую обработки.

Автономно-зависимая аналитическая обработка данных предыдущих и текущих исследований по определению установившихся неувязанных дебитов (или неувязанных производительностей) заключается в использовании табличных данных текущих и предыдущих исследований по восстановлению забойных давлений во времени и замеренного известными способами или определенного по автономно-независимой аналитической или по автономно-независимой графоаналитической обработкам установившегося дебита в другое, соответственно, предыдущее или текущее исследование. По табличным данным текущих и предыдущих исследований по восстановлению забойных давлений во времени идентично автономно-независимому аналитическому определению установившихся дебитов, определяют Δ P_{заб./мин}, в той размерности, в которой исследовалось восстановление забойного давления во времени, т.е. в МПа или в кгс/см². Затем, из доказательно-демонстрационного выражения из второго отличия

применительно к зависимым установившимся дебитам выводят конкретное выражение по определению установившихся зависимых дебитов, для чего составляющую выражения /12/ Q_{н(ж)1, 2} переименовывают в Q_{н(ж) 1, 2уст.завис.}, т.е.,

где
Q_{н(ж) 1, 2уст.завис.} в той размерности, что и Q_{н(ж)2, 1}.

Выражение /14/ есть конкретное конечное рабочее выражение, по которому и следует определять названные дебиты. Автономно-зависимая графоаналитическая обработка данных предыдущих и текущих исследований по определению установившихся неувязанных дебитов (или неувязанных производительностей) отличается от автономно-зависимой аналитической обработки, определением Δ P_{заб./мин.}, заключающимся, как отмечалось в первом отличии, в использовании забойных КВД текущих и предыдущих исследований, построенных необязательно в одинаковом масштабе, с использованием методики графического определения Δ P_{заб./мин.}, изложенной выше в автономно-независимом графоаналитическом определении установившихся дебитов. Во всех этих обработках цифры 1, 2 равноценны и означают, соответственно, предыдущее в текущее исследования и, в случае их (точек) графического определения, - начальные точки соответствующих оцифровке точек КВД и линий установившегося рабочего забойного давления, располагающиеся на оси забойных давлений (оси ординат) и соответствующие им, неувязанные по установившемуся рабочему забойному давлению какого-либо исследования, все возможные параметры точек, в частности Δ P_{заб./мин.}, Δ Q_{н(ж)/мин.}, Q_н(ж), полученные при соответствующих обозначенному цифрой исследованию параметрах пласта, ПЗП, флюида и установившегося рабочего забойного давления, являются фактическими.

Т.о., эти четыре обработки имеют в изобретении два назначения, т.е., или выступают как предмет отдельного исследования, т.е., как отдельное изобретение, или используются, при необходимости, для определения установившихся неувязанных дебитов в предыдущее и(или) текущее исследования, с последующим выбором одного из дебитов в качестве привязочного для определения соответствующих ему увязанных расчетных дебитов, которые вместе необходимы для решения задач данного изобретения.

Для удобства пользования конечными рабочими выражениями этих обработок они сведены в ориентирную таблицу N 3.

Углубленное толкование известного параметра нефтяной (жидкостной) скважины, как ее производительности или дебиты и вытекающие отсюда новый неупотребляемый (неиспользуемый) параметр, такой как уравненные и увязанные посредством фактического уравнения или фактической увязки, производительности или уравненные или увязанные дебиты и их сравнение с определением их общей величины изменения или общего приращения, в период между предыдущим и текущим исследованиями, вытекает из следующих соображений.

С одной стороны, производительность скважины это как бы ее суточный дебит, с которым скважина работает на данную дату. А, с другой стороны, производительность скважины это как бы способность скважины работать лучше или хуже в разные даты года и годы. Последнее делает целесообразным измерять производительность скважины или способность работать в различные даты года и годы ее дебитами, в эти различные даты года и годы, приведенными к каким-то одинаковым условиям. В противном случае нельзя будет утверждать, когда скважина работает лучше, а когда хуже.

В таком случае и по замеренным или определенным по обработкам из третьего отличия установившимся дебитам нельзя утверждать, когда скважина работала лучше, а когда хуже.

Отсюда возникает целесообразность ввода понятия "уравненной или увязанной по чему-либо производительности" и "уравненного или увязанного по чему-либо дебита". Т. о. , есть необходимость наряду с употребляемыми терминами "производительность" или "дебит" и "текущая производительность" или "текущий дебит", и "предыдущая производительность" или "предыдущий дебит", и "величина изменения или приращение производительности" или "величина изменения или приращения дебита" ввести в употребление термины "увязанная производительность" или "увязанный дебит" и "текущая увязанная производительность" или "текущий увязанный дебит", и "предыдущая увязанная производительность" или "предыдущий увязанный дебит", и "величина изменения или приращение увязанной производительности" или "величина изменения или приращение увязанного дебита".

В изобретении в дальнейшем изложении из предлагаемых терминов будут употребляться термины "увязанный дебит" Q_н(ж)ув., "текущий увязанный дебит" и "предыдущий увязанный дебит" и "приращение увязанного дебита" ∓Δ Q_{н(ж) ув.}. Таким "чем-либо" или "какими-то одинаковыми условиями" целесообразно выбрать одинаковые установившиеся рабочие забойные давления во время работы или перед остановкой скважины и техническое состояние скважины, к которому следует отнести неизменность состояния ствола скважины, подземного ее оборудования, неизменность мощности работающего интервала.

Т. е., неизменность внутреннего диаметра d_вн. эксплуатационной колонны и диаметров наружного D_н и внутреннего d_вн. и глубины расположения глубинного оборудования, и, следовательно - площади сечения активного пространства скважины S_{вн.скв.акт.}, включающего активные сечения затрубного S_вн.зат. и трубного S_вн.тр. пространств скважины в интервале забой - статический уровень; неизменность мощности (или толщины или высоты) работающего интервала продуктивного пласта (т.е., без отсечения части работающего интервала цементным мостом или увеличения его дополнительной перфорацией); исправность обратных клапанов и целостность лифтовой подвески, предупреждающих снижение уровня нефти (жидкости) в насосно-компрессорных трубах (НКТ), и искажение восстановления забойного давления и, следовательно, временного, в частности, минутного приращения забойного давления Δ P_{заб./мин.} при остановке скважины.

Тогда, скажем, при падении пластового давления, при том же, что и ранее установившемся рабочем забойном давлении P_{заб.nуст.} и одинаковом техническом состоянии скважины, ее текущий уравненный или увязанный дебит (обозначим его как Q_н(ж)2ув.) будет меньше предыдущего (обозначим его как Q_{н(ж) 1ув.}) и, следовательно, уравненная или увязанная текущая производительность будет меньше предыдущей. Или наоборот, после проведенной интенсификации, при том же, что и ранее фактическом рабочем забойном давлении и одинаковом техническом состоянии скважины, ее текущий уравненный или увязанный дебит будет больше предыдущего и, следовательно, уравненная или увязанная текущая производительность скважины будет больше предыдущей, и, следовательно, способность скважины работать будет лучше предыдущей. Т.е., необходимыми и достаточными условиями для оценки и сравнения уравненной или увязанной производительности или увязанного дебита есть условия равенства установившегося во время работы (или перед остановкой скважины) забойного давления в текущее (обозначим его как 2) и предыдущее (обозначим его как 1) исследования и неизменность технического состояния скважины. Т.е.,
1/ P_{раб.заб.уст. 1, 2}=const,
2/ Техническое состояние скважины=const.

Т. о., если за "какие-то одинаковые условия" брать рабочее забойное давление и техническое состояние скважины, то увязанная производительность (или увязанный дебит) скважины будут отражать суммарное геологическое состояние скважины. А если в "какие-то одинаковые условия" не брать технического состояния скважины, то тогда ничего нельзя будет сказать об общем геологическом состоянии скважины, равно как и о ее техническом состоянии. Тогда, для определения того, на сколько Q_{н(ж) 2ув.факт.} хуже-лучше или меньше-больше Q_{н(ж) 1ув.факт.} другие условия, такие как условные равенства - неравенства в текущее и предыдущее исследования пластового давления P_{пл. 1, 2}, или - проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) K_1,2, или - вязкости нефти μ_н(ж)1,2 или другие какие-либо условия (какие-либо параметры пласта, ПЗП и флюида), взятые в отдельности, не учитываются.

Тогда, чтобы практически сравнить и оценить предыдущую производительность или предыдущий дебит скважины Q_{н(ж) 1} при P_{раб.заб.уст. 1} с текущей производительностью скважины, согласно вышеизложенному в этом отличии переводят скважину работать с дебита Q_{н(ж) 2} при P_{раб.заб.уст. 2} на P_{раб.заб.уст. 1} с дебитом, какой получится, т.е. с дебитом, увязанным по P_{раб.заб.1} Q_{н(ж) 2ув.}. А, чтобы установить на сколько Q_{н(ж) 2ув.} хуже-лучше или меньше-больше Q_{н(ж) 1ув.}, определяют общую величину изменения или общее приращение этих увязанных производительностей или увязанных дебитов, отнимая от большей меньшую увязанную производительность или - от большего меньшей увязанный дебит.

А знак приращения увязанной производительности или увязанного дебита Δ Q_{н(ж) ув.} определяют по знаку при Q_{н(ж)2 ув.}, т.е. - по знаку при дебите, относящемуся к текущему исследованию.

Такой способ уравнивания или увязки можно назвать фактическим. Тогда, для такой фактической увязки фактически увязанные установившиеся дебиты Q_н(ж)1ув., Q_{н(ж)2 ув.} и приращение этих дебитов ∓Δ Q_{н(ж) ув.} можно переименовать, соответственно, как
Q_{н(ж) 1ув. уст.}, Q_{н(ж)2 ув.уст.}, ∓Δ Q_{н(ж)ув.факт.}.

Тогда, если Q_{н(ж) 2ув.уст.} больше Q_{н(ж) 1 ув.уст.}, значит приращение Δ Q_{н(ж)ув.факт} будет положительным, а если Q_{н(ж)2 ув.уст.} меньше Q_{н(ж)1 ув.уст.}, значит приращение Δ Q_{н(ж)ув.факт.} будет отрицательным. Т.е.,
∓Δ Q_{н(ж)ув.факт.}=∓Q_{н(ж)1 ув.уст.} ±Q_{н(ж)2 ув.уст.}, /15/.

Выражение /15/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

Последующим сравнением увязанных дебитов Q_{н(ж)1 ув.уст.} и Q_{н(ж)2 ув.уст.} или визуально, или по конкретному конечному рабочему выражению /15/ с определением Δ Q_{н(ж)ув.факт.}, устанавливают, когда скважина имела большую, а когда меньшую увязанную производительность и на сколько большую или меньшую.

В этом случае параметр ∓Δ Q_{н(ж)ув.факт.} отражает изменение или приращение фактически увязанных установившихся дебитов предыдущего и текущего исследований от изменения общего геологического состояния скважины.

Это углубленное толкование параметра дебита (или производительности) и, в частности, фактический способ уравнивания или увязки дебитов и определения параметра Δ Q_{н(ж)ув.факт} по выражению /15/, с одной стороны, выступает предметом отдельного исследования скважины, т.е. отдельным изобретением, а с другой стороны, это есть отдельное отличие этого данного изобретения, которое используется в пятом отличии данного изобретения.

Сам по себе способ фактической увязки и определения увязанного, т.о., дебита (или увязанной производительности), к данному изобретению, решающему, помимо определения увязанной производительности, ряд других задач и решаемому не путем сравнения работы скважины в разное время, а путем сравнения восстановления забойного давления во времени при остановке скважины в разное время, не подходит, но принципы, изложенные в этом "толковании" и в этом практическом примере, используют для решения задач изобретения.

Для решения задач изобретения необходимо определение увязанных расчетных, а при P_пл.1,2 ≠ const, и увязанных условных расчетных дебитов, необходимых для решения задач изобретения.

Увязанные с установившимися (или фактическими) привязочными дебитами расчетные и условные расчетные дебиты необходимы для определения остальных, после определенных в третьем отличии установившихся неувязанных дебитов и в четвертом отличии общих приращений фактически увязанных дебитов ∓Δ Q_{н(ж)ув.факт.}, перечисленных в задаче изобретения параметров совместно-графически увязанных дебитов, параметров ПЗП и флюида.

Определение увязанных расчетных и условных расчетных дебитов осуществляют совместно-графоаналитической обработкой данных текущих и предыдущих исследований нефтяных (жидкостных) скважин.

Данная обработка использует углубленное толкование известного параметра производительностей или дебитов нефтяной (жидкостной) скважины и вытекающих из него неизвестного параметра уравненных или увязанных производительностей или уравненных или увязанных дебитов и возможности фактической увязки двух конкретных фактических установившихся дебитов или фактических установившихся производительностей, изложенных в четвертом отличии, и доказательство прямо пропорциональной зависимости (связи) между временными, в частности минутными приращениями массовых (весовых) дебитов Δ Q_{н(ж)/мин} и суточных дебитов Q_{н(ж)/сут.} (или просто Q_н(ж)) от временных, в частности минутных приращений забойных давлений Δ P_{заб./мин.}, отдельно в текущем, предыдущем исследованиях, и равенства или тождества этих связей текущих и предыдущих исследований, являющегося вторым отличием изобретения.

Применительно к возможностям данного изобретения, названное толкование используют следующим образом. Изобретение позволяет иметь не отдельно по одному фактическому установившемуся дебиту или фактической (установившейся производительности) с соответствующими дебитам установившимися рабочими забойными давлениями в предыдущую и текущую работу скважины, как это рассматривалось в толковании, а по целой КВД предыдущих, обозначаемых как первые /1/, и текущих, обозначаемых как вторые /2/, а при P_{пл. 1,2} ≠ const и, условных, обозначаемых как (условные или V) исследований, представляющих собой сплошные или непрерывные наборы точек рабочих забойных давлений, из которых для начальных, соответствующих начальным точкам этих КВД 1, 2, или установившихся перед остановкой скважины, рабочих забойных давлений P_{заб. уст.1,2} , есть или могут быть замерены или определены вышеописанными обработками из третьего отличия, установившиеся дебиты Q_{н(ж)1,2уст.}. Тогда, из вышеназванного "толкования" вытекает возможность нефактической увязки одного из этих начальных или установившихся рабочих забойных давлений одного из исследований или одного из КВД, предыдущих или текущих, с равным этому рабочим забойным давлением из сплошного из набора на КВД другого исследования, соответственно, текущего или предыдущего, с соответствующими ему Δ P_{заб./мин.} и Δ Q_{н(ж)/мин.}, если эти КВД предыдущих и текущих исследований построить на одной фигуре с использованием одних и тех же осей координат и их масштаба и если через начальную точку 1, 2, соответствующую установившемуся рабочему забойному давлению одного предыдущего или текущего исследования, провести линию этих изодавлений или изолинию этих давлений P_{заб.nуст.1,2} до пересечения с КВД другого исследования, соответственно, текущего или предыдущего, и, т.о., получить точку пересечения, соответственно, 2, 1, которая и будет соответствовать увязочному установившемуся рабочему забойному давлению P_{заб.nуст.1,2} или все равно, что будет увязанной по P_{заб.n уст.1,2} точкой 2, 1, и соответствующие параметры точки Δ P_{заб./мин.}, Δ Q_{н(ж)/мин.}, Q_н(ж) так же будут увязанными. Такую увязку можно назвать совместно-графической.

Именно так вышеназванную возможность совместно-графической увязки и реализуют в данной обработке. При этом значение цифры 1, 2 в этой обработке неоднозначное, в отличие от обработок с третьего отличия. В этой обработке цифры 1, 2 имеют двоякое значение, в отличие от обработок из третьего отличия, где они обозначают начальные или основные точки КВД текущих, обозначаемых как вторые /2/, и предыдущих, обозначаемых как первые /1/, исследований и соответствующие этим точкам параметры Δ P_{заб./мин}, Δ Q_{н(ж)/мин.}, Q_н(ж), P_{заб.n уст.}
Здесь цифры 1, 2 также обозначают, соответственно, предыдущие и текущие исследования.

Но, обозначать они могут как начальные точки КВД и соответствующие им параметры, так и неначальные точки пересечения и соответствующие им, аналогичные начальным точкам, параметры.

И устанавливают значение величин, обозначаемых этими цифрами, по сопровождающему цифры тексту или по сокращенным (аббревиатурным) наименованиям, о которых будет изложено ниже.

Если цифры 1, 2 относятся к изолинии выбранного за увязочное установившегося рабочего забойного давления P_{заб.n. уст.}, то в случае, когда они пишутся вместе, т.е., как P_{заб.n. уст 1, 2}, они означают, что речь идет о возможности равноценного выбора за увязочное, P_{заб.n.уст.} как предыдущего, так и текущего исследований.

А в случае, когда пишется одна из цифр, например, P_{заб.n.уст. 1} или P_{заб.n.уст. 2}, то цифра означает о сделанном выборе увязочного P_{заб.n.уст.} по предыдущему или текущему исследованиям.

Если в тексте пишут об основных или привязочных точках 1, 2, то о неосновных точках пересечения пишут как о точках 2, 1, подразумевая под этим, что, когда за основную или привязочную выбирают начальную точку КВД предыдущего исследования 1, то увязанную неосновную точку пересечения 2 получают на КВД текущего исследования, и наоборот.

Если в тексте пишут о Δ P_{заб./мин.}, Δ Q_{н(ж)/мин.}, Q_н(ж) увязанных точек 1, 2 (или 2, 1), то здесь имеет значение порядок написания цифр. Цифра, которая пишется первой, означает, что речь идет о начальной точке, соответствующей цифре КВД (или соответствующего цифре исследования), взятой за основную или привязочную и соответствующих ей вышеперечисленных параметрах также основных или привязочных.

А цифра, которая пишется второй, означает, что речь идет о неосновной точке пересечения соответствующей цифре КВД с изолинией увязочного рабочего забойного давления, исходящей с начальной точки КВД, взятой за привязочную, и соответствующих точке неосновных непривязочных вышеперечисленных параметрах.

На фиг. оцифровывают ту начальную точку КВД соответствующего цифре исследования, которая выбрана за основную или привязочную, и - неосновную точку пересечения другой КВД с изолинией увязочного давления, а начальная точка этой другой КВД не оцифровывается, т.е., одна цифра обозначает (оцифровывает) начальную точку, а другая - неначальную.

А из вышеназванного доказательства прямо пропорциональной зависимости Δ Q_{н(ж)/мин.} и Q_н(ж) от Δ P_{заб./мин.} из второго отличия вытекает, что если это прямо пропорциональное равенство или тождество имеет место между взаимосвязями Δ Q_{н(ж)/мин.1,2} и Δ P_{заб./ мин. 1, 2}, относящимися к различным рабочим забойным давлениям текущего и предыдущего исследований, то между взаимосвязями Δ Q_{н(ж)/ мин. 1, 2} и Δ P_{заб./мин. 1, 2}, относящимися к одинаковым рабочим забойным давлениям текущих и предыдущих исследований тем более будет иметь место.

Т. е. , вытекает прямо пропорциональная взаимосвязь и увязанных по рабочему забойному давлению временных, в частности, минутных, приращений дебитов и дебитов (суточных) с соответствующими им временными, в частности минутными приращениями забойных давлений при восстановлении забойного давления в остановленной нефтяной (жидкостной) скважине как в отдельности в текущем и предыдущем исследованиях, так и равенство или тождество этих взаимосвязей текущих и предыдущих исследований.

А с обработок третьего отличия по зависимому определению неувязанных установившихся дебитов посредством аналитически и графически определяемых соответствующих установившимся дебитом Δ P_{заб/мин.}, вытекает возможность графического определения для совместно-графически увязанных неосновных точек (или совместно-графически увязанных точек рабочих забойных давлений) предыдущих или текущих исследований, соответственно 1 или 2, совместно-графически увязанных временных, в частности минутных приращений забойных давлений Δ P_{заб./мин. ув} и определения, с использованием аналогичных выражений, соответствующих названным точкам совместно-графически увязанных расчетных дебитов, необходимых для решения задач изобретения.

Такую вышеназванную возможность определения совместно-графически увязанных расчетных дебитов и реализуют в данной обработке. Но, для осуществления данной совместно-графической обработки вышеназванных "доказательства . . ." из второго отличия, способов определения Δ P_{заб./мин.}, и установившихся дебитов третьего отличия, "углубленного толкования ..." об увязанных дебитах (или увязанных производительностях) из четвертого отличия недостаточно, когда предыдущие и текущие исследования проводятся при условии, что P_{пл. 1, 2} ≠ const.

В этом случае данная обработка имеет свой прием обработки данных предыдущих и текущих исследований.

Этот прием, это построение и использование условной КВД.

Обоснование применения этой КВД следующее. Из построения КВД предыдущих и текущих исследований как на отдельных фиг. при обработках, изложенных в третьем отличии, так и на одной фиг. при данной обработке, видно, что расположение натуральных КВД (высота расположения) относительно оси давлений (оси ординат) меняется соответственно (или пропорционально) пластовому давлению, Т.е., если P_пл. больше, то КВД располагается выше, если P_пл. меньше, то КВД - ниже.

Также видно, что все КВД в начальной точке и околоначальной части более крутовосходящие (или более крутопадающие), а ближе к максимальным значениям давлений, приближающихся к пластовым, выполаживаются вплоть до горизонтального положения в точке, соответствующей P_пл.. И когда на фиг., применительно к совместно-графоаналитической обработке, иллюстрируется случай при P_{пл. 1, 2} = const, то изолиния увязочного рабочего забойного давления P_{заб.n.уст. 1,2}, исходящая из начальной точки одной КВД, пересекает другую КВД, соответственно, текущих или предыдущих исследований в крутовосходящей (или крутопадающей) части КВД и Δ P_{заб./мин.} или Δ P_{заб./мин.ув.}, в случае совместно-графических увязанных точек 1, 2 (или 2, 1), отличаются по величине незначительно, и, следовательно, соответствующие этим точкам совместно-графически увязанные Δ Q_{н(ж)/мин} и Q_н(ж) отличаются незначительно.

Это говорит о том, что в разности совместно-графически увязанных дебитов установившегося и расчетного, относящихся к различным исследованиям, предпочтительно сыграли роль все или некоторые из изменяющихся параметров, например, проницаемость к ПЗП вязкость нефти (жидкости) μ_н(ж) возможно плотность (средняя) нефти (жидкости) , возможно еще какие-то параметры, но не изменение пластового давления. А в случае при P_{пл. 1, 2} ≠ const, точнее при P_{пл. 2} значительно < P_{пл. 1}. КВД текущего исследования располагается значительно ниже КВД предыдущих исследований и изолиния P_{заб. n. уст. 1}, как предназначенная пересекать увязываемые ею КВД, исходящая из начальной точки 1, пересекает КВД текущих исследований в выположенной ее части и Δ P_{заб./мин.} увязанных точек 1, 2 значительно отличаются по величине, а, следовательно, и соответствующие этим совместно-графически увязанным Δ P_{заб./мин. ув.}, Δ Q_{н(ж)/мин} и Q_н(ж) будут значительно отличаться по величине.

Последнее указывает на то, что в уменьшении совместно-графически увязанного дебита текущих исследований основную роль сыграло значительное падение пластового давления, которое надо как-то отделить (или отличить) от влияния на изменение текущего дебита других предположительно всех или некоторых из факторов, например, к ПЗП, μ_н(ж) , предположительно изменившихся между двумя исследованиями.

Отсюда, при совместно-графоаналитической обработке возникает необходимость построения такой КВД, назовем ее условной, которая на фиг. располагалась соответственно пластовому давлению текущего исследования P_{пл. 2}, а по параметрам К ПЗП, также, согласно комментариев к выражению /7/ из второго отличия, влияющим или предположительно влияющим на Δ P_{заб./мин.}, Δ Q_{н(ж)/мин.}, а, следовательно, и на конфигурацию КВД, соответствовала бы предыдущим исследованиям, и, следовательно, имела бы конфигурацию, одинаковую с КВД предыдущих исследований.

Такое построение можно назвать концентрично-соосно-ординатным.

Тогда, совместно-графической увязкой этой условной КВД с КВД предыдущих исследований с получением совместно-графически увязанной точки пересечения этой КВД с изолинией увязочного P_{заб.n.уст. 1,2}, назовем ее точкой У (условная), по графически определенным совместно-графически увязанным Δ P_{заб./мин ув} для точки У и точки, относящейся к КВД предыдущего исследования, согласно вышеприведенному доказательству прямо пропорциональной взаимосвязи между Δ Q_{н(ж)/мин} и Q_н(ж) с соответствующими им Δ P_{заб./мин.} отдельных исследований и равенстве этих взаимосвязей между исследованиями, как в случае с неувязанными дебитами, так и с увязанными, а, следовательно, и с условными, можно будет определить соответствующие точкам совместно-графически увязанные дебиты, соответственно условные расчетные и относящийся к предыдущему исследованию реальный (установившийся или расчетный), который и следует сравнивать, чтобы определить влияние изменения пластового давления между исследованиями на изменение совместно-графически увязанного дебита текущих исследований.

При этом, поскольку параметры ПЗП и флюида K, условной КВД приравнены к параметрам КВД предыдущих исследований, то исключается влияние этих параметров на изменение этого дебита.

И для отделения (или исключения) влияния изменяющегося пластового давления, при P_{пл.1, 2} ≠ Const, на величину совместно-графически увязанных дебитов (которых может быть два, в зависимости от выбора за основную точки 1 или 2) текущего исследования от влияния на эти же дебиты изменяющихся параметров ПЗП и флюида, таких как K ПЗП, также необходима эта условная КВД. Как КВД, уравненная с КВД текущих исследований по условиям пластового давления, а по условиям или параметрам ПЗП или флюида, таким как K, уравненная с КВД предыдущих исследований и, следовательно, способная ее заменить при определении влияния изменения этих параметров на изменение совместно-графически увязанных дебитов текущих исследований, исключая, т.о., влияние на эти дебиты изменения пластового давления. В этом случае условную КВД надо увязывать с реальной КВД текущих, а не предыдущих исследований и сравнивать совместно-графически увязанные условные расчетные дебиты следуют не с совместно-графически увязанными, относящимися к предыдущему исследованию дебитами, а с относящимися к текущему исследованию реальными (установившимися или расчетными) дебитами.

Именно так реализуют возможность отделения (или исключения) влияния параметров ПЗП и флюида K, от влияния изменяющегося пластового давления, возможность отделения и (или исключения) влияния изменяющегося пластового давления от влияния вышеперечисленных факторов на совместно-графически увязанные (далее по тексту, просто увязанные) текущие дебиты (или дебиты текущих исследований) при P_{пл.1, 2} ≠ Const в этой обработке.

Т.о., по данным восстановления забойных давлений в восстановленной скважине в текущее и предыдущее исследования строят на одной фигуре в координатах P_заб. (МПа или кгс/см²) - T (мин) в принятом масштабе натуральные (а не прологарифмированные, как в прототипе) кривые восстановления забойного давления (КВД) предыдущего (P_заб.1 от T) и текущего (P_заб.2 от T) исследований, а при P_{пл.1, 2} ≠ Const - и условную КВД P_{заб.усл.} от T (отвечающую условию, что
K_{1, 2ПЗП} = const, μ_н(ж)1,2 = const, = const и P_пл. = P_{пл. 2} или все равно, что отвечающую условию, что K_усл. = K₁ ПЗП, и P_усл. = P_{пл. 2}), как концентрично-соосно-ординатную к КВД предыдущих исследований с получением на оси ординат начальных точек.

Одну из начальных точек фактических КВД берут за основную или привязочную. Берут ту точку, соответствующее установившееся рабочее забойное давление которой больше (вследствие чего линия этого давления пересекает все КВД), т.е. точку, которая на фиг. на оси ординат располагается выше.

Из выбранной начальной точки проводят изолинию фактического рабочего забойного давления предыдущих или текущих исследований P_{заб.n уст.1, 2}.

При этом, если эта изолиния исходит из начальной точки КВД P_{заб. 1} от Т, т.е., из точки 1, см. фиг. 2, то эту изолинию обозначают как P_{заб. nуст. 1} и соответствующей точке 1 установившийся перед остановкой скважины дебит, взятый за основной или привязочный и потому оставшийся увязанным, независимо от способа его замера или определения по предыдущим обработкам из третьего отличия, обозначают как установившийся привязочный, сокращенно "уст. прив.", т. е. Q_{н(ж)1 уст.прив.}, полагая, что термин "прив." будет заодно указывать и на то, что дебит увязанный.

А точку, полученную от пересечения изолинии P_{заб. nуст. 1} с КВД P_{заб. 2} от T, оцифровывают как точка 2 и соответствующие ей Δ P_{заб./мин. 2}, Δ Q_{н(ж)/мин. 2}, Q_{н(ж) 2}, как излагалось выше, будут расчетными увязанными, обозначение которых будет изложено ниже.

Если изолиния установившегося забойного давления исходит из начальной точки КВД P_заб.2 от T, т.е. из точки 2, см. фиг. 3, то эту изолинию обозначают как P_{заб. nуст. 2} и соответствующей точке 2 установившийся дебит, взятый за основной или привязочный и потому ставший увязанным, аналогично случаю с точкой 1, обозначают как Q_{н(ж) 2уст.прив.}.

А точку, полученную от пересечения изолинии P_{заб.n уст. 2} с КВД P_{заб. 1} от T, оцифровывают как точка 1 и соответствующие ей Δ P_{заб./мин. 1}, Δ Q_{н(ж)/мин. 1}, Q_н(ж)/1 будут, как и в случае с точкой 2, расчетными увязанными с аналогичным их обозначением.

Точку, полученную от пересечения изолинии P_{заб.n уст. 1} с КВД P_{заб.усл.} от T, обозначают как точка Y¹, т.е. как условная с одним штрихом, и соответствующие ей P_{заб./мин усл.'}, Δ Q_{н(ж)/мин усл.'}, Q_{н(ж)усл.'}, т.е. как условные с одним штрихом, а точку, полученную от пересечения изолинии P_{заб. n уст. 2} с этой же КВД, обозначают как точка Y¹¹, т.е. как условная с двумя штрихами, и соответствующие ей Δ P_{заб./мин усл."}, Δ Q_{н(ж)/мин усл."}, Q_{н(ж)усл."}, т.е. как условные с двумя штрихами. Это различие нужно для того, чтобы хотя условная КВД и одна, но точка пересечения ее с изолинией P_{заб. nуст. 1} будет занимать одно место на условной КВД, а - с изолинией P_{заб. nуст. 2} - другое место на условной КВД, и вышеназванные параметры этих точек будут иметь разные по величине значения, но в обоих случаях будут условными расчетными увязанными, обозначение которых будет изложено ниже.

После совместно-графического определения увязанных по определенному давлению точек 1, 2 (или 2, 1), Y¹ или Y¹¹ графически определяют соответствующие этим точкам увязанные, временные, в частности минутные, приращения забойного давления ΔP_{заб./мин ув.1,2,yʹ,yʺ}
Определение это аналогично определению Δ P_{заб./мин} в автономно-независимой графоаналитической обработке, Т. е. для графического определения Δ P_{заб./n мин ув.} и Δ P_{заб./мин ув.} по КВД предыдущих, текущих и условных исследований на фиг., на линии P_{заб. n уст.1,2} открывают отрезок времени в n мин в масштабе оси времени (оси абсцисс) в сторону его возрастания от точек, соответственно 1, 2 (или 2, 1) и Y^I,II, и восстанавливают из конца этого отрезка перпендикуляр до пересечения его с КВД, которой принадлежит точка. Полученный вертикальный отрезок в масштабе оси забойных давлений (оси ординат) даст Δ P_{заб./n мин ув.}, а уменьшение его в n раз дает искомое ΔP_{заб./мин(1,2,усл.ʹ,ʺув.}.
Для временных, в частности минутных приращений давлений Δ P_{заб./мин} увязанных и неувязанных термины "фактический" и "расчетный" не подходят, так как они всегда как бы фактические, т.е. определенные по фактическим данным. По той же причине не подходят термины "независимый" и "зависимый", так как они всегда как бы независимые, поскольку фактические. Тогда, по аналогии с дебитами, которые есть привязочные, назовем Δ P_{заб./мин ув.}, соответствующие этим дебитам, так же привязочными, сокращенно "прив.", а Δ P_{заб./мин ув.}, соответствующие расчетным и условным расчетным дебитам, назовем имеющиеся, сокращенно "имеющ. ", это дополнительно к термину "увязанный", сокращенно "ув.". Т.е., Δ P_{заб./мин прив} и Δ P_{заб./мин ув.имеющ.}.

Но, поскольку термины "привязочный" и "имеющийся" как употребляемые в паре, говорят о том, что обозначаемые ими величины, в том числе и Δ P_{заб./мин}, являются увязанными, то термин "увязанный", сокращенно "ув." опускают, считая достаточными термины "прив." и "имеющ.", т.е. Δ P_{заб./минприв.} и Δ P_{заб./минимеющ.}.

После графического определения соответствующих увязанным точкам 1, 2 (или 2, 1), Y¹, Y¹¹ Δ P_{заб./мин ув.} аналитически определяют соответствующие этим точкам увязанные дебиты.

Установившийся дебит текущего или предыдущего исследований, соответствующий выбранной за основную, увязанной точке, соответственно, 2 или 1, и, следовательно, являющийся увязанным основным или привязочным, в случае отсутствия его замера в текущее и (или) предыдущее исследования, определяют по ранее рассмотренным в третьем отличии автономно-независимым аналитической или графоаналитической обработкам, по выражениям, соответственно /13/ или /14/.

Т.е., задачей совместно-графоаналитической обработки является определение не установившихся увязанных дебитов, а увязанных расчетных и условных расчетных дебитов.

Увязанные расчетные и условные расчетные дебиты, соответственно, Q_{н(ж)1, 2расч.} и Q_{н(ж)усл.расч.'}, Q_{н(ж)усл.расч."}, после замера установившихся, выбранных за привязочные, дебитов и графического определения соответствующих им увязанных Δ P_{заб./мин}, или после определения их по одной из обработок из третьего отличия, и после графического определения для незначительных точек пересечения 1 или 2 и Y¹ и Y¹¹, увязанных Δ P_{заб./мин}, также определяют по методам ранее рассмотренных в третьем отличии графоаналитических автономно-независимой и автономно-зависимой обработок, т.е. также по выражениям /13/, /14/ или, применительно к расчетным дебитам, по выведенным из них аналогичным выражениям, рассматриваемым ниже.

Но, поскольку увязанные Δ P_{заб./мин} определялись совместно-графоаналитической обработкой, то это уже будут как бы графоаналитические (а не автономные) совместно-независимая и совместно-зависимая обработки.

А, так как данная обработка названа совместно-графоаналитической, то эти совместно-независимую и совместно-зависимую графоаналитические обработки можно назвать независимым и зависимым вариантом совместно-графоаналитической обработки.

Поскольку расчетные и условные расчетные дебиты определяют после установившихся, то их преимущественно определяют по зависимому варианту, как менее сложному, т.е. по выражению /14/ или выведенному из него аналогичному, рассматриваемому ниже.

А, исходя из того, что расчетные и условные расчетные дебиты, в отличие от установившихся, всегда увязаны и определяются преимущественно по зависимому варианту, то термины "увязанный", сокращенно "ув.", и зависимый, сокращенно "зав.", опускают, считая, что термины "расчетный", сокращенно "расч.", "условный расчетный", сокращенно "усл.расч.", заодно будут обозначать и термины "увязанный", сокращенно "ув.", и "зависимый", сокращенно "зав.". Тогда, в дальнейшем изложении изобретения будут употребляться термины "расчетный", "условный расчетный дебит".

Тогда, применительно к расчетным и условным расчетным дебитам выражение /14/ из третьего отличия преобразовывают как:

Выражения /14'/ есть общие промежуточные рабочие выражения, по которым можно определять расчетные и условные расчетные дебиты. Но в данной обработке (в данном отличии) из этих общих рабочих выражений ниже выводят конкретные промежуточные рабочие выражения применительно к конкретным условиям, охватывающим текущее и предыдущее исследования скважины.

В порядке исключения, расчетные и условные расчетные дебиты можно определить по независимому варианту, т.е. по выражению /13/ из третьего отличия или ему аналогичному.

Тогда, применительно к названным дебитам выражение /13/ преобразовывается как:
Q_{н(ж)1, 2расч.} = Δ P_{заб./мин1, 2имеющ.} · S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.} · 1440_{мин/сут.}, /13¹/,
и
Q_{н(ж)усл.расч.',"} = Δ P_{заб./мин.усл.имеющ.1, 11} · S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв.} · 1440_{мин/сут}, /13¹¹/.

Выражения /13¹/ и /13¹¹/ являются конкретными промежуточными рабочими выражениями.

Из вышеизложенного в этом отличии о выборе из начальных точек текущих и предыдущих КВД основных точек 1, 2 и соответствующих им установившихся дебитов за привязочные и о получении увязанных неначальных точек, соответственно, 2, 1, а при P_{пл.1, 2} ≠ Const, и увязанных точек Y¹, Y¹¹, и из фиг. 2 - 5 следует, что на расположение увязанных неначальных точек пересечения, а, следовательно, на определение увязанных Δ P_{заб./мин} оказывают влияние выбор начальных точек и фактор изменения или постоянства пластового давления, от которого зависит расположение КВД относительно оси забойного давления (оси ординат). И это влияние при независимом варианте определения расчетных дебитов посредством Δ P_{заб./мин ув.} сказывается на определении расчетных и условных расчетных дебитов.

А при зависимом варианте их определения, судя по вышеприведенному общему промежуточному рабочему выражению /14¹/, до влияния величины Δ P_{заб./мин ув.} на определение расчетных и условных расчетных дебитов, прибавляется непосредственное влияние величины привязочного дебита.

Т. о. , в обоих вариантах на определение расчетных и условных расчетных дебитов оказывают влияние два условия, это условие, создаваемое соотношением конкретных параметров пласта в предыдущие и текущие исследования, т.е. условие равенства - неравенства текущего и предыдущего пластового давления, т. е. P_{пл. 1, 2} = const или ≠ const, и условие выбора привязочного дебита, т.е. Q_{н(ж)/прив.} - Q_{н(ж)1 уст.} или Q_{н(ж)2 уст.}.

Из этих двух условий, имеющих по две разновидности, эмпирически можно составить четыре варианта возможных пар этих руководящих условий, а именно:
1. P_{пл. 1, 2} = const и Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1 уст.}
2. P_{пл. 1, 2} = const и Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2 уст.}
3. P_{пл. 1, 2} ≠ const и Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1 уст.}
4. P_{пл. 1, 2} ≠ const и Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2 уст.}
Эти условия иллюстрируются на фиг. 2 - 5 соответственно.

Тогда, принимая преимущественное определение расчетных и условных расчетных дебитов по зависимому варианту за основу дальнейшего изложения изобретения, из общего промежуточного рабочего выражения /14¹/ выводят конкретные промежуточные рабочие выражения по определению расчетных и условных расчетных дебитов для четырех вариантов возможных конкретных руководящих условий.

P_{пл. 1, 2} = const и
При Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1 уст.} получают:

а Q_{н(ж)усл.расч.} отсутствует;
P_{пл. 1, 2} = const и
При Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2 уст.} получают:

а Q_{н(ж)усл.расч.} отсутствует;
При P_{пл. 1, 2} ≠ const и Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1 уст.}
получают:

при P_{пл. 1, 2} ≠ Const и Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2 уст.}
получают:

Выражения 16 - 19 являются конкретными промежуточными рабочими выражениями (формулами, уравнениями).

Здесь выражения (16, 17) в равной мере справедливы как для условий при P_{по. 1, 2} = const, так и для условий при P_{пл. 1, 2} ≠ Const, т.е. для различных по пластовому давлению конкретных условий они имеют одинаковое символическое выражение, хотя определенные по ним конкретные расчетные дебиты будут различными при различных конкретных условиях.

А выражения (18, 19), естественно, относятся только к условиям при P_{пл. 1, 2} ≠ const. Во многих последующих промежуточных и конечных выражениях (формулах, уравнениях) будут употребляться эти дебиты (Q_{н(ж)2расч.}; Q_{н(ж)1расч.}; Q_{н(ж)усл.расч.','}), которые и будут определяться по этим выражениям.

Определенные таким образом расчетные дебиты, с одной стороны, согласно вышеизложенному во втором отличии о выражениях (9 - 12) и комментариев к ним, будут такими же точными, как если бы они были замерены замерной емкостью или жидкостным расходомером, т.е., как и фактические (или привязочные), а, с другой стороны, ошибки в определении (или замере) привязочных дебитов или - Δ P_{заб./мин.}будут переноситься и на эти расчетные или зависимые и условные расчетные или зависимые, или просто расчетные или условные расчетные дебиты. При этом, Q_{н(ж)1,2уст.прив.} соответствуют параметрам пласта, ПЗП и флюида, соответственно, P_{пл. 1, 2}, K_{1, 2} ПЗП, , а Q_{н(ж)2,1 расч.} соответствует параметрам P_{пл. 2, 1}, K_{2, 1} ПЗП, _{н(ж) 2, 1}, т.е. фактические и расчетные дебиты относятся к различным параметрам пласта, ПЗП и флюида.

Из этого следует, что в конфигурации забойной КВД и в Δ P_заб./t, в частности, в Δ P_{заб./мин.}, автоматически отражаются величины параметров предположительно к ПЗП, или все равно, что на конфигурацию забойной КВД и, соответственно, на Δ P_заб./t, в частности на Δ P_{заб./мин.}, предположительно влияют параметры К ПЗП, , а параметр P_пл. отражается на месте расположения КВД относительно оси давления (оси ординат).

Тогда, поскольку условная КВД согласно вышеизложенному всегда соответствует параметрам K₁ ПЗП, и P_пл.2, и сохраняет конфигурацию КВД P_заб.1 от T, то Q_{н(ж)усл.расч.',"}, следовательно, соответствуют параметрам пласта, ПЗП и флюида, соответственно, P_{пл. 2}, K₁ ПЗП, .

Посредством интерпретации увязанными дебитами (или увязанными производительностями) текущих и предыдущих исследований определяют общие приращения этих дебитов ∓Δ Q_{н(ж) ув.} и отдельных - от изменения пластового давления ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}.

По определению общих приращений увязанных производительностей или увязанных дебитов интерпретация названными дебитами заключается в следующем.

С изложенного в первом и четвертом отличиях о фактически увязанных производительностях или фактически увязанных дебитах, и в четвертом отличии о их сравнении и определении их общего приращения Δ Q_{н(ж) ув.}, и в пятом отличии о получении совместно-графически увязанных с установившимися привязочными дебитами, расчетных и условных расчетных дебитов или совместно-графически увязанных производительностей (или просто о получении расчетных и условных расчетных дебитов) и о возможных для конкретных условий, охватывающих текущие и предыдущие исследования, расчетных дебитах, следует, что во всех возможных вариантах конкретных условий возможные пары из увязанных производительностей или увязанных дебитов предыдущих и текущих исследований представлены установившимися увязанными привязочными дебитами, которыми могут быть Q_{н(ж)1 уст.прив.} и Q_{н(ж)2 уст.прив.}, и расчетными дебитами, которыми могут быть соответственно, Q_{н(ж)2расч.} и Q_{н(ж)1расч.} (и не могут быть условные расчетные).

Т.е. возможных вариантов пар может быть два, а именно:
Q_{н(ж)1уст.прив.} - Q_{н(ж)2расч.},
Q_{н(ж)2уст.прив.} - Q_{н(ж)1расч.}.

И эти пары обусловливаются условиями выбора привязочных дебитов, которых может быть два варианта, а именно:
Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.} и
Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.},
и не обусловливаются условиями равенства - неравенства пластового давления.

Тогда и общих увязанных приращений увязанных производительностей (или увязанных дебитов) будет два варината, для которых из общего рабочего выражения /15/ и комментариев к нему из четвертого отличия выводят конкретные рабочие выражения, применительно к конкретным условиям, охватывающим текущие и предыдущие исследования скважин, а именно:
при Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.} получают:
∓Δ Q_{н(ж) ув.} = ∓ Q_{н(ж)1 уст.прив.} ± Q_{н(ж)2 расч.}, /20/;
при Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.} получают:
∓Δ Q_{н(ж) ув.} = ∓ Q_{н(ж)1 расч.} ± Q_{н(ж)2 уст.прив.}, /21/.

где, как излагалось в 4-м отличии, знак при Δ Q_{н(ж) ув.} определяется по знаку при дебите, относящемуся к текущему исследованию. И, как и в четвертом отличии, параметр ∓Δ Q_{н(ж) ув.} отражает изменение или приращение совместно-графически увязанных (или просто увязанных) пар установившихся и расчетных дебитов предыдущего и текущего исследования от изменения общего геологического состояния скважины.

А с изложенного в пятом отличии о том, каким параметрам пласта, ПЗП и флюида соответствуют установившиеся привязочные дебиты, каким - расчетные, каким - условная КВД и, следовательно, условные расчетные дебиты, вытекает возможность определения, путем интерпретации названными дебитами, увязанных приращений увязанных производительностей (или увязанных дебитов) отдельно от изменения пластового давления.

Интерпретация заключается в следующем. Соответственно условной КВД, дебиты Q_{н(ж) усл.расч.',"}, незавимисо от того, берется ли дебит Q_{н(ж)1 уст.} или Q_{н(ж)2уст.} за привязочный, всегда соответствуют параметрам P_{пл. 2}, K₁ ПЗП, .

Сравнивая увязанные по рабочему забойному давлению дебиты Q_{н(ж)1 уст.прив.} или Q_{н(ж)1 расч.} когда за привязочный взят дебит Q_{н(ж)2уст.прив.}, как соответствующие параметрам P_{пл. 1}, K₁ ПЗП, и дебиты Q_{н(ж) усл.расч.',"}, как соответствующие параметрам P_{пл. 2}, K₁ ПЗП, видно, что их параметры отличаются только пластовым давлением.

Следовательно, разница величин этих дебитов обусловлена разницей пластовых давлений и представляет собой увязанное приращение увязанных дебитов скважины от изменения пластового давления ( Δ Q_{н(ж)ув. измPпл.}).

Однако, при P_{пл. 1, 2} ≠ const. могут быть варианты, что P_пл.2 < P_{пл. 1}, когда залежь разрабатывают на истощение (см. фиг. 4, 5), и P_{пл. 2} > P_{пл. 1}, когда залежь после разработки на истощение разрабатывают путем восстановления пластового давления законтурной закачкой рабочих агентов - воды, пара, газа или их смесей (на фиг. не указано). Соответственно, КВД текущих исследований P_{заб 2} от T и условная КВД p_{заб. усл.} от T могут быть как под, так и над КВД предыдущих исследований P_{заб. 1} от T.

Вследствие этого, в увязанных точках 1, 2 (или 2, 1) и Y¹ или Y¹¹ в текущее исследование приращения забойных давлений, в т.ч. и минутные, на КВД P_{заб. 2} от T и на КВД P_{заб. усл.} от T, соответственно, Δ P_{заб./мин. 2} и Δ P_{заб./мин.усл.',"} могут быть как меньше, так и больше от приращения забойного давления, в т.ч. минутного, на КВД P_заб.1 от T, т.е. от Δ P_{заб./мин.1} в предыдущее исследование. Тогда, соответственно, Δ P_{заб./мин.усл.',"}, согласно выражения /18/, дебит Q_{н(ж) усл.расч.'} может быть меньше или больше увязанного дебита Q_{н(ж) 1уст.прив.}, согласно выражений /17, 19/ дебит Q_{н(ж) усл.расч.'} может быть меньше или больше дебита Q_{н(ж)1расч.}.

Соответственно, и увязанные приращения от изменения пластового давления Δ Q_{н(ж)ув.изм.Рпл.} этих увязанных дебитов могут быть как отрицательными, так и положительными, т.е., ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}.

При определении Δ Q _{н(ж)ув.изм.Pпл.} посредством нахождения разности между соответствующими вышеприведенными указанными дебитами, от большего дебита отнимают меньший, а знак при Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.} определяют по знаку при Q_{н(ж)усл.расч.',"}, как при дебитах, относящихся по P_пл. к текущим (или последующим) исследованиям.

Это правило - от большего дебита отнимать меньший и знак при Δ Q_н(ж) определять по знаку при дебите, относящемуся к текущим (последующим) исследованиям, в равной мере будет относиться и к определению остальных Δ Q_н(ж), т.е. и к ∓Δ Q_{н(ж)изм.}, μ_н(ж) и к ∓Δ Q_{н(ж)изм.} К и к .

Тогда при P_пл.1,2 ≠ Const и Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.} (см. фиг. 4) получают:
∓Δ Q_{н(ж)ув.изм. Pпл.} = Q_{н(ж)1 уст.прив.}∓ Q_{н(ж)усл.расч.'} /22/,
где
Q_{н(ж)усл.расч.'} определяют по конкретному промежуточному рабочему выражению /18/.

А при P_пл.1,2 ≠ Const и Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 2уст.} (см. фиг. 5) получают:
∓Δ Q_{н(ж)ув.изм. Pпл.} = ∓ Q_{н(ж)1 расч.} Q_{н(ж)усл.расч."} /23/,
где
Q_{н(ж)1расч.} и Q_{н(ж)усл.расч."} определяют по конкретным промежуточным рабочим выражениям, соответственно, /17/ и /19/.

Уравнения /22, 23/ являются конкретными конечными рабочими выражениями (формулами).

Т.о., для определения параметра указанного общего приращения между увязанными дебитами текущего и предыдущего исследований скважины ∓Δ Q_н(ж)ув. оказалось достаточно увязанных дебитов текущего и предыдущего исследований, установившихся, соответственно, Q_{н(ж) 2уст.прив.} и Q_{н(ж) 1уст.прив.} и расчетных, соответственно, Q_{н(ж) 1расч.} и Q_{н(ж) 2расч.}.

А для определения параметра увязанного приращения отдельно от изменения пластового давления между увязанными дебитами текущего и предыдущего исследований скважины ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.} оказалось достаточно увязанных дебитов, установившегося и расчетного за предыдущее исследование, соответственно, Q_{н(ж) 1уст.прив.} и Q_{н(ж)1расч.}, и условных расчетных Q_{н(ж)усл.расч.',"} (или Q_{н(ж)усл.расч.'} и Q_{н(ж)усл.расч."}.

Из сравнения выражений /20/, /21/, /22/, /23/, полученных интерпретацией увязанными вышеназванными дебитами текущих и предыдущих исследований, видно, что параметр ∓Δ Q_{н(ж) ув.} (или ∓Δ Q_{н(ж)ув.общ.}) присутствует и при P_{пл. 1, 2} = Const, и при P_{пл. 1, 2} ≠ Const, а параметр ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.} присутствует при условии, что P_пл.1,2 ≠ Const.

Также видно, что хотя параметр ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.} в выражениях /22/, /23/ определяется посредством Q_{н(ж)усл.расч.',"}, он тем не менее является увязанным приращением между увязанными дебитами выражений, соответственно /20/, /21/.

Только в выражениях /21/, /21/ определяется общее ∓Δ Q_н(ж)ув. между соответствующими увязанными реальными дебитами, а в выражениях /22/, /23/ определяется отдельное ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл} между этими же дебитами, но посредством условных расчетных дебитов.

Тогда выражениям /22/, /23/ можно придать вид:
при
P_пл.1,2 ≠ Const и Q_{н(ж) прив.} - Q_{н(ж)1уст.}
∓Δ Q_{н(ж)ув.изм. Pпл} (Q_{н(ж)1уст.прив.} и Q_{н(ж)2расч.}) = ± Q_{н(ж)1уст.прив.} ∓Q_{н(ж)усл.расч.'}, /22¹/
и при
P_{пл. 1, 2} ≠ Const и Q_{н(ж) прив.} - Q_{н(ж)2уст.}
∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}/ Q_{н(ж)2уст.прив.} и Q_{н(ж)1 расч.}/ = ± Q_{н(ж)1расч.} ∓ Q_{н(ж)усл.расч."} /23¹/.

При определении отдельных увязанных приращений ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.}, μ_н(ж),∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K, ∓Δ V_{н(ж)ув.изм.} , в случае, если они, в зависимости от конкретных условий исследования скважин, определяются через посредство увязанных условных расчетных дебитов, также подразумевают, что эти Δ Q_{н(ж) ув.} (и Δ V_{н(ж) ув.}) являются приращениями между соответствующими увязанными реальными (установившимися и расчетными) дебитами.

Также для решения задач изобретения необходимо установление отсутствия или наличия влияния, и, следовательно, установления закономерности влияния параметров , К КПЗ, μ_н(ж) на массовые и объемные дебиты нефтяной (жидкостной) скважины и, следовательно, на параметр КВД Δ P_{заб./мин.} и конфигурацию КВД, отбор влияющих, из перечисленных, параметров для определения конкретных условий, охватывающих текущее и предыдущие исследования скважин, - и определение эмпирически всех возможных вариантов и их количества и теоретически - количество этих вариантов.

Отбор влияющих параметров и определение всех возможных вариантов и теоретическое установление их количества являются решением отдельных задач изобретения.

С изложенного в пятом отличии о выражениях (16 - 19) по определению расчетных и условных расчетных дебитов и - в шестом отличии о выражениях (20, 21) и (22, 23) по определению параметров увязанных массовых производительностей или увязанных массовых дебитов, соответственно, ∓Δ Q_{н(ж) ув.} и ∓Δ Q_{н(ж) ув.изм. Pпл.}, видно, что здесь использовались условия выбора привязочного дебита и условия равенства - неравенства пластового давления. Т.е., использовались условия:
Q_{н(ж)прив.} - Q_н(ж)1ув. или Q_{н(ж)2 ув.} и P_{пл. 1, 2} = Const или ≠ Const.

Но, по аналогии с тем, как для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм. Pпл.} понадобились условия P_{пл. 1, 2} ≠ Const, т.е. условия, созданные соотношением пластового давления в предыдущее и текущее исследования, так для определения других предположительно возможных параметров массовых увязанных дебитов (увязанных производительностей) предположительно понадобятся следующие соответствующие конкретные условия, создаваемые соотношением конкретных параметров пласта, ПЗП и флюида, в предыдущее и текущее исследования:
для ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} μ_н(ж) условие μ_н(ж)1,2≠ Const,
для ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} К ПЗП условие K_{1, 2} ≠ const,
для ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} условие const,
для определения параметра объемных указанных дебитов (увязанных производительностей)
∓Δ V_{н(ж)ув.изм.} условие const.

Но на практике, наряду с условиями: μ_н(ж)1,2≠ const, K_{1, 2} ≠ const, const, будут иметь место условия:
μ_н(ж)1,2 = const, K_{1, 2} = const, = const.

Т. е. , на практике будут следующие пары предположительно возможных конкретных условий:
Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.} или Q_{н(ж)2уст.},
P_{пл. 1, 2} = const или ≠ const,
μ_н(ж)1,2≠ = const или ≠ const,
K_{1, 2} ПЗП = const или ≠ const,
= const или ≠ const.

Тогда, к примеру, самым простым вариантом набора или комбинацией конкретных условий, для которого понадобится установить отсутствие или наличие и, следовательно, определение перечисленных в задаче изобретения искомых параметров, будет вариант набора:
Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.}
P_{пл. 1, 2} = const,
μ_н(ж)1,2≠ = const,
K_{1, 2} ПЗП = const,
= const.

Последующие варианты наборов или комбинации конкретных условий будут образовываться при замене одного спаренного условия на другое, например, условие Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.} меняется на другое спаренное условие Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.}, а другие условия остаются без изменения, или условие привязочного дебита остается без изменения, а меняется одно или несколько других условий, например, условие K _{1, 2} = const меняется на спаренное условие K_{1, 2} ≠ const.

И таких вариантов наборов или комбинаций конкретных условий, охватывающих предыдущие и текущие исследования скважин, будет много.

Отсюда возникает необходимость знать не предположительно, а точно отсутствие или наличие влияния изменения между предыдущим и текущим исследованиями оставшихся невыясненными параметров ПЗП и флюида , К ПЗП, μ_н(ж) на изменение - увязанных дебитов, и соответствующих им увязанных Δ P_{заб./мин.}, а, следовательно, и на изменение конфигурации КВД.

Тогда, в случае, если окажется, что изменение какого-то параметра не влияет на изменение увязанных дебитов и соответствующих им Δ P_{заб./мин.} и конфигурацию КВД, можно будет исключить этот параметр из набора конкретных условий и из предположительно возможных искомых параметров увязанных дебитов исключить соответствующий параметр (соответствующее приращение Δ Q_н(ж), и т. о. уменьшить количество вариантов наборов (количество комбинаций) и количество искомых параметров, и, следовательно, - и объем вычислительных работ по определению имеющих место параметров увязанных дебитов (или производительностей), параметров ПЗП и флюида, т.е. уменьшить объем вычислительных работ при решении задач изобретения.

Также возникает необходимость при наличии влияния выяснить закономерности такого влияния изменения влияющих параметров ПЗП и флюида на изменение названных параметров КВД и увязанных дебитов (или производительностей), которые (закономерности) предположительно понадобятся для дальнейшего изложения изобретения.

Для выяснения вышеперечисленных вопросов рассматривают ряд доказательств (или теорем или соображений).

Для определения влияния параметра флюида ρ_н(ж) на вышеперечисленные параметры КВД Δ P_заб./t_мин., в частности на Δ P_{заб./мин.} и, следовательно, на Δ Q_{н(ж)/мин.} и Q_н(ж) нефтяной (жидкостной) скважины, рассматривают следующие доказательства.

Если исходить из установленного нефтепромысловой практикой факта о том, что при одинаковом пластовом давлении при средней плотности нефти (жидкости) , к примеру, в 2 раза большей, статический уровень будет в два раза ниже, чем при в два раза меньшей, и что при этом противодавление на пласт будет одинаковым, равным пластовому, можно заключить, что высота статического уровня обратно пропорциональна , P_{заб./мин.} не зависит от , равно как и конфигурация КВД. По той же причине не зависит от и массовый дебит скважины, потому как противодавление динамического столба нефти (жидкости), к примеру, в 1,5 раза тяжелее по сравнению с легкой жидкостью, будет в 1,5 раза быстрее нарастать во времени, и, следовательно, в 1,5 раза меньший объем тяжелой жидкости поступит в скважину в единицу времени. Но вес поступившего тяжелого флюида будет одинаковым по сравнению с легким, так как произведение меньшего объема на большую плотность будет равно произведению большего объема на меньшую плотность. Затем объемный дебит, так же как и статический уровень, будет обратно пропорциональным .

Если же взять родник, в котором поступающая вода сбегает на более низкое место без роста динамического уровня, то здесь наоборот, объемный дебит не будет зависеть от плотности воды, а массовый будет прямо пропорционален плотности воды, так как паровой фильтр без противодавления будет пропускать в единицу времени одинаковый объем легкой и тяжелой жидкости. Но этот пример к нефтяным (жидкостным) скважинам непосредственно не применим. Из вышеизложенных доказательств, применительно к нефтяным (жидкостным) скважинам, получают следующие истины или положения.

1) Минутные приращения забойного давления Δ P_{заб./мин} и конфигурация КВД не зависят от . Т.е. при K_{1, 2} ПЗП = const, μ_н(ж)1,2 = const, P_{пл. 1, 2} = const и const · Δ P_{заб./мин.} = const.

2) Массовые минутные приращения дебита Δ Q_{н(ж)/мин.} и дебиты (cуточные) Q_н(ж) не зависят от .

Т. е. , при K_{1, 2} ПЗП = const, μ_н(ж)1,2 = const, P_{пл. 1, 2} = const, и const, Δ Q_{н(ж)/мин.} = const, и Q_н(ж) = const.

3) Минутные приращения объемных дебитов Δ V_{н(ж)/мин.} и объемные дебиты V_н(ж) обратно пропорциональны плотности (средней) нефти (жидкости). Т.е., при K_{1, 2} ПЗП = const, μ_н(ж)1,2 = const, P_{пл. 1, 2} = const и ρ_н(ж)1,2≠ const.

имеем:

Здесь оцифровка 1, 2 означает, соответственно, предыдущее и текущее исследования скважин и соответствующие им значения названных параметров пласта, ПЗП и флюида.

Для определения влияния параметров проницаемости К ПЗП и вязкости нефти (жидкости) на дебит нефти (жидкости) скважины рассматривают следующие доказательства. В [5] на с. 8 сообщается, что проницаемость по жидкости определялась по формуле:

где
K - проницаемость, мД;
μ - динамическая вязкость фильтрующейся жидкости при P и T, сп;
L - длина образца, см;
Q - расход жидкости при P и T, см³/с;
F - площадь сечения цилиндра - образца, см²;
ΔP - разность давлений на длине, физ. атм.

Придадим формуле вид, более подходящий к нашему примеру:

Из этой формулы следует, что расход жидкости (или дебит) прямо пропорционален проницаемости и обратно пропорционален динамической вязкости.

Есть и другое доказательство.

В /6/ на с. 76 сообщается, что основной закон фильтрации, которому подчиняются различные малосжимаемые жидкости (нефть, вода) при своем движении через грунт, установлен Дарси и имеет следующее математическое выражение:

или Q = R · F · i /119/,
Сообщается, что уравнение /119/ может быть представлено также в следующей более простой форме:
ω= R · i /120/,
где
,
где
R - коэффициент фильтрации, характеризующий одновременно как фильтрационные свойства грунта, так и физические свойства фильтрующейся жидкости;
i - гидравлический уклон
Q - расход жидкости при фильтрации;
F - площадь фильтрации, т.е. площадь сечения всего фильтрующего слоя;
ω - средняя, в сечении фильтрующего слоя, скорость фильтрации.

А на с. 77 сообщается, что "в дальнейшем было установлено, что скорость фильтрации обратно пропорциональна вязкости жидкости". В связи с этим вязкость была выделена в отдельный параметр. В то же время скорость фильтрации стали определять не через потерю напора dH, а через соответствующую ей потерю давления dP = γ·ΔH.

Таким образом,
,
где
R_п - так называемый коэффициент проницаемости, характеризующий фильтрационные свойства самого грунта;
μ - абсолютная вязкость жидкости;
γ - удельный вес жидкости = ρ · g (см, с. 23).

Тогда, если в /121/ вместо ω подставить его составляющее Q/F из /120/, то получают:

Получили выражения /26/ и /27/, аналогичные выражению /25/, только в /26/ массовый (весовой) расход, а в /27/ объемный, как и в /25/, из которых так же, как и из /25/ следует, что расход (дебит) прямо пропорционален проницаемости (или коэффициенту проницаемости) и обратно пропорционален абсолютной вязкости.

Из вышеизложенных доказательств, применительно к нефтяным (жидкостным) скважинам, получают следующие истины (или положения или аксиомы).

4) Расход или дебит нефти (жидкости) массовый Q_н(ж) и объемный V_н(ж) и, следовательно, минутные приращения этих дебитов, соответственно, Δ Q_{н(ж)/мин.} и Δ Q_{н(ж)/мин.} скважины прямо пропорциональны проницаемости К ПЗП. Т. е. , для массовых дебитов при μ_н(ж)1,2 = const, P_{пл. 1, 2} = const и K_{1, 2} ПЗП ≠ const, получают:

И для объемных дебитов, при μ_н(ж)1,2 = const, P_пл.1,2 = const,
= const и K_{1, 2} ПЗП ≠ const получают:

5) Расход или дебит нефти (жидкости) массовый Q_н(ж) и объемный V_н(ж), и, следовательно, минутные приращения этих дебитов, соответственно, Δ Q_{н(ж)/мин.}, и Δ V_{н(ж)/мин.} скважин обратно пропорциональны вязкости (динамической, абсолютной и, следовательно, кинематической) нефти (жидкости) μ_н(ж) . Т.е., для массовых дебитов, при K_{1, 2} ПЗП - const, P_{пл. 1, 2} = const и μ_н(ж)1,2≠ const получают:

И для объемных дебитов, при K_{1, 2} ПЗП = const, P_{пл. 1, 2} = const.

получают:

Здесь оцифровка 1, 2 означает, соответственно, предыдущее и текущее исследования скважин и соответствующие им значения названных параметров пласта, ПЗП и флюида.

Сравнивая четвертую и пятую истины с выражениями /3, 7/, из второго отличия получают, соответственно, шестую истину о том, что Δ P_{заб./мин.} прямо пропорционально К ПЗП, так как в /3, 7/ Δ Q_{н(ж)/мин} прямо пропорционально Δ P_{заб./мин}, и, следовательно, конфигурация КВД зависит от К ПЗП, и седьмую истину о том, что Δ P_{заб./мин} обратно пропорционально μ_н(ж) и, следовательно, конфигурация КВД зависит от μ_н(ж).

Т.о., устанавливают, что из оставшихся невыясненными параметров, параметры К ПЗП и μ_н(ж) влияют, а параметр не влияет на параметр КВД ΔP_{заб./мин} и на конфигурацию КВД.

Из установленных семи истин (положений, аксиом), в частности из второй и третьей, видно, что объемные дебиты более зависимы от конкретных условий, так как зависят от . И если их принять для дальнейшего изложения изобретения, то изложение будет более громоздким. Поэтому и дальнейшее изложение строят на массовых дебитах. Это позволяет исключить из конкретных условий условия, создаваемые соотношением в предыдущем и текущем исследованиях, т.е. - пару условий = const или ≠ const.

Тогда, в конкретные условия, охватывающие предыдущие и текущие исследования, для которых предстоит определить параметры увязанных дебитов (или производительностей), ПЗП и флюида, перечисленные в задаче изобретения включают такие пары соотношений привязочных дебитов, параметров пласта, ПЗП и флюида:
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_н(ж)1ув. или Q_{н(ж)2 ув.},
2) P_{пл. 1, 2} = const или ≠ const,
3) μ_н(ж)1,2 = const или ≠ const,
4) K_{1, 2} ПЗП = const или ≠ const.

Т. о. , имеем четыре пары условий или четыре элемента условий, каждый из которых имеет по две разновидности, или все равно, что восемь отдельных условий.

Тогда, к примеру, самым простым вариантом набора или комбинацией конкретных условий будет вариант:
Q_{н(ж)прив.} - Q_н(ж)1ув.
P_{пл. 1, 2} = const,
μ_н(ж)1,2 = const,
K_{1, 2} ПЗП = const.

Последующие варианты наборов или комбинации конкретных условий получают при замене в одном или нескольких конкретных условиях одной разновидности условий на другую. Например, в вышеприведенном наборе условий, в условии привязки меняют Q_н(ж)1ув. на Q_{н(ж)2 ув.}, т. е. разновидность условия Q_{н(ж)прив.} - Q_н(ж)2ув., а остальные разновидности условий оставляют без изменения и получают очередной вариант набора или комбинацию конкретных условий.

Эмпирически или путем подбора или перебора из этих условий или элементов условий получают 16 возможных вариантов наборов (или комбинаций) конкретных условий.

При этом ни размещения, ни перестановки, ни сочетания из n элементов по m из /7/ на с. 163 для установления количества этих 16 вариантов из включенных четырех пар условий или четырех элементов условий с двумя их разновидностями, сода не подходят. После эмпирического определения этих 16 вариантов наборов конкретных условий автором было установлено, что сюда подходит формула энного члена геометрической прогрессии
a_n = a₁ · g^n-1 из /7/ с. 160,
которую и можно приспособить применительно к нашему примеру.

Точнее, автором было установлено, что из одной первой пары конкретных условий возможных вариантов наборов конкретных условий всего два.

А из двух пар (первой и второй) конкретных условий возможных вариантов наборов - четыре.

А из трех пар (из первой, второй и третьей) конкретных условий возможных вариантов наборов - восемь.

А из всех четырех пар условий, как было определено автором в самом начале, вариантов наборов - шестнадцать.

Получился ряд чисел 2, 4, 8, 16, который напоминал ряд из геометрической прогрессии из [7] с. 160, если принять A₁ = 2 и g = 2.

Для определения количества вариантов наборов конкретных условий или просто вариантов предлагается такой математический термин, как "варианты" со следующей его формулировкой.

Вариантами объектов, составляемых из n элементов, имеющих по m разновидностей, называется такая компоновка объектов, в которой обязательно представление (или присутствие или наличие) в объекте всех элементов, но только в одной разновидности; при этом варианты могут отличаться один от другого одной или несколькими разновидностями элементов.

Выражение для определения количества вариантов следующее.

Вар.ⁿ_m = m · m^n-1 /32/,
Применительно к нашему примеру, когда элементов условий n = 4, а разновидностей каждого элемента m = 2, согласно выражения /32/ получают:
Вар.⁴₂ = 2·2^4-1 = 16.

Выражение справедливо и для вышеприведенных случаев, когда элементов условий бралось 3, 2, 1.

Восьмым отличием является определение посредством интерполяции парами с соответствующих увязанных установившихся, расчетных и условных расчетных дебитов, остальных после ранее определенных ∓ ΔQ_{н(ж) ув.} и ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}, перечисленных в задаче изобретения параметров, таких как
K₂ в менее сложных вариантах конкретных условий исследования скважин.

Как излагалось в шестом отличии, параметр ∓ Δ Q_н(ж)ув. присутствует и при P_{пл. 1, 2} = const, и при P_{пл. 1, 2} ≠ const, Но, как общее приращение, оно теоретически может присутствовать в тех вариантах конкретных условий исследования скважин, в которых присутствует хоть одно отдельное приращение, получаемое от неравенства хоть одного параметра пласта, ПЗП или флюида и в этом случае (при одном отдельном приращении) оно будет равно этому отдельному приращению. А параметр ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.Рпл.} присутствует при условии, что P_{пл. 1, 2} ≠ const. Следовательно, этот параметр присутствует не во всех, определенных как эмпирически, так и теоретически по выражению /32/ с седьмого отличия, шестнадцати вариантах, а в половине вариантов, т.е. в восьми, в 4-х из которых Q_{н(ж)прив.} будет Q_{н(ж) 1уст.}, а в других 4-х Q_{н(ж) прив.} будет Q_{н(ж)2уст.}. Тогда выражения (формулы) /22, 23/ охватят по 4 варианта конкретных условий, каких именно, будет установлено при рассмотрении всех 16 вариантов. А в остальных вариантах конкретных условий с P_{пл. 1, 2} = const этот параметр отсутствует.

Далее. По аналогии с определением параметра ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм. Рпл.} для вариантов неполных наборов конкретных условий исследования скважин, обусловливаемых условиями неравенства пластового давления в предыдущие и текущие исследования, т.е. P_{пл. 1, 2} ≠ const и условиями выбора привязочного дебита, т.е. Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.} или Q_{н(ж)2уст.}, когда подбирали соответствующие увязанные дебиты условных исследований (или условные дебиты), уравненные, согласно изложенному в пятом отличии о свойствах условной КВД и условиях расчетных дебитов, по , К ПЗП с увязанными дебитами, относящимися к предыдущим исследованиям и неуравненные только по P_{пл. 1, 2}, здесь подбирают менее сложные из шестнадцати возможных вариантов полных наборов конкретных условий исследований скважин, в которых только по одним увязочным установившимся, расчетным и условным расчетным дебитам устанавливают как отсутствующие или как присутствующие и, следовательно, определяют и другие, помимо ранее определенных ∓ Δ Q_{н(ж) ув.} и ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.Рпл.}, параметры увязанных дебитов (или производительностей) скважины, перечисленные в задаче изобретения, это ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.} μ_н(ж), ∓ Δ Q_{н(ж) ув.изм} K, K_отн., K₂.

Так же определяют, и каким конкретным, из менее сложных вариантам относятся установленные вышеприведенные выражения /22, 23/ по определению параметра ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм. Pпл.} из шестого отличия.

В варианте 1/1 с конкретными условиями
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.},
2) P_{пл. 1, 2} = const,
3) μ_н(ж)1,2 = const,
4) K_{1, 2} ПЗП = const.

Забойные КВД предыдущих и текущих исследований, соответственно, P_{заб. 1} от T и P_{заб. 2} от T, согласно вышеизложенному о влиянии К ПЗП и μ_н(ж) на конфигурацию КВД и P_пл. на ее расположение, при графоаналитической обработке с соблюдением одинаковости координат и их масштаба, в случае одинаковых установившихся рабочих забойных давлений в предыдущие и текущие исследования (при P_{заб. nуст. 1, 2} = const) совпадают всеми точками, в том числе и начальными, т.е., точками 1, 2, как увязанными по P_{заб.nуст. 1, 2} и Q_{н(ж) 1(или 3)уст.прив.} совпадут (или будут равны) Q_{н(ж) 2(или 1)расч.}, и эти дебиты, как увязанные по P_{заб.n.уст.1, 2}, можно использовать согласно изобретению для решения задачи изобретения. Но, как увязанные, дебиты, уравненные по P_пл., К ПЗП, μ_н(ж) , в случае их использования для определения параметров производительности скважины ∓ Δ Q_{н(ж) ув.}, ∓ Δ Q_{н(ж),ув.изм.Pпл.}, ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K, ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.} μ_н(ж), дадут нулевые приращения дебитов или все равно, что указанные параметры в этом варианте в этом случае (при P_{заб.nуст. 1, 2}= const) отсутствуют (случай варианта на фиг. не иллюстрируется).

А, в случае при P_{заб. nуст. 1, 2} ≠ const, КВД, хотя и остаются одинаковой конфигурации, но совпадают только конечными своими участками с давлением, близким или равным пластовому, а все остальные точки КВД, в том числе и начальные, оказываются неувязанными по рабочему забойному давлению, и в этом случае одна из начальных точек, в данном варианте точка 1, берется за привязочную с соответствующим ей рабочим забойным давлением P_{заб. nуст. 1}, по которому на другой КВД совместно-графически определяют другую точку 2, увязанную по выбранному рабочему забойному давлению.

Но и в этом, как и в первом случае, найденная точка 2, увязанная с точкой 1 (поскольку Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1 уст.} (будут иметь одинаковые Δ P_{заб./t ув.}, в частности Δ P_{заб./мин. ув}, поскольку они (КВД) одинаковой конфигурации), и, следовательно, согласно вышеприведенному конкретному промежуточному рабочему выражению /16/ увязанный дебит Q_{н(ж)2 расч.} будет равен увязанному дебиту Q_{н(ж) 1уст.}. И как увязанные дебиты, уравненные по P_пл., К ПЗП, μ_н(ж), в случае их использования для определения параметров производительности скважины ∓ Δ Q_{н(ж) ув.}, ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}, ∓ Δ Q_{н(ж) ув.изм.} К, ∓ Δ Q_{н(ж) ув.изм.}μ_н(ж), они дадут нулевые приращения дебитов, или все равно, что указанные параметры (приращения) отсутствуют.

А параметр K_отн., как равный отношению K₂/K₁, будет равен 1 (для иллюстрации случая варианта может быть использована фиг. 2).

В варианте 1/2 с конкретными условиями
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.},
2) P_{пл. 1, 2}=const,
3) μ_н(ж)1,2 = const,
4) K_{1, 2} ПЗП=const,
точки 1, 2 будут увязаны по P_{заб.nуст. 2} и как в варианте 1/1, как принадлежащие предыдущей и текущей КВД одинаковой конфигурации, и при P_{заб.nуст. 1, 2}=const, при их совпадении и при P_{заб. nуст. 1, 2} ≠ const, при их несовпадении, так же будут иметь одинаковые Δ P_{заб./мин.ув.} и, следовательно, согласно выражению /17/ Q_{н(ж)1расч.} будет равен Q_{н(ж) 2 уст.прив.}. И как увязанные дебиты, уравненные по P_пл., K ПЗП, μ_н(ж), в случае их использования для определения параметров ∓ Δ Q_{н(ж) ув.}, ∓ Δ Q_{н(ж) ув.изм. Pпл}, ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.}, K, ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.} μ_н(ж) дадут нулевые приращения дебитов. И параметр K_отн. также будет равен 1 (для иллюстрации может быть использована фиг. 3).

В варианте 1/3 с конкретными условиями
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 1 уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const,
3) μ_н(ж)1,2 =const,
4) K_{1, 2} ПЗП=const.

точки 1, 2 Y¹ будут увязаны по P_{заб.nуст. 1}, а забойная КВД текущих исследований P_{заб. 2} от T, согласно вышеизложенному о влиянии K ПЗП на μ_н(ж) на конфигурацию КВД и P_пл. на ее расположение, и согласно условиям условной КВД, совпадает с условной КВД P_{заб. усл.} от T всеми точками как КВД одинаковой с условной КВД конфигурации, и исходящая из общей для обеих КВД конечной точки.

И точки 2 и Y¹, увязанные по P_{заб. nуст. 1}, также совпадут, вследствие чего их Δ P_{заб./мин ув.} будут одинаковы, и, согласно вышеприведенным конкретным промежуточным выражениям /16, 18/, дебиты Q_{н(ж)2расч.} и Q_{н(ж)усл.расч.'} также будут одинаковы. И как увязанные дебиты, уравненные по P_пл., K ПЗП, μ_н(ж), в случае их использования для определения параметров ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.}, K, ∓ Δ Q_{н(ж) ув. изм.} μ_н(ж) , дадут нулевые приращения.

А параметры ∓ Δ Q_{н(ж) ув.} и ∓ Δ Q_{н(ж) ув. изм. Pпл.}, как определяемые согласно выражениям /20/ и /22/ соответственно по разности дебитов Q_{н(ж) 1 уст.прив.} и Q_{н(ж)2расч.}, и по Q_{н(ж) 1уст.прив.} и Q_{н(ж) усл.расч.'}, при Q_{н(ж)2расч.} = Q_{н(ж)усл.расч.'}, будут, следовательно, равны между собой, хотя и определяются по различным выражениям с шестого отличия, где Q_{н(ж)усл.расч.'} определяют по выражению /18/ с пятого отличия. Параметр K_отн. также будет равен 1 (вариант на фиг. не иллюстрируется).

В варианте 1/4 с конкретными условиями
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const,
3) μ_н(ж)1,2 =const,
4) K_{1, 2} ПЗП = const
точки 1, 2 и Y¹¹ будут увязаны по P_{заб.nуст. 2} и как в варианте 1/3 текущая и условная КВД, как имеющие одинаковую конфигурацию и исходящие из одной конечной точки, совпадут, вследствие чего дебит точки 2, как Q_{н(ж) 2уст.прив.} и дебит точки Y¹¹, как Q_{н(ж)усл.расч."}, как совпавших точек и совпавших КВД, будут одинаковы. И как увязанные дебиты, уравненные по P_пл., K ПЗП, μ_н(ж), в случае их использования для определения параметров ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K, ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.} μ_н(ж), дадут нулевые приращения.

А параметры ∓ Δ Q_{н(ж) ув.} и ∓ Δ Q_{н(ж) ув. изм. Pпл.}, как определяемые, согласно выражениям /21/ и /23/, соответственно, по разности дебитов Q_{н(ж) 2уст.прив.} и Q_{н(ж)1 расч.}, и по - Q_{н(ж) 1расч.} и Q_{н(ж) усл.расч."}, при Q_{н(ж) 2уст.прив.} = Q_{н(ж) усл.расч."}, будут, следовательно, равны между собой, где Q_{н(ж)1расч.} и Q_{н(ж)усл.расч."} определяют по конкретным промежуточным рабочим выражениям, соответственно, /17/ и /19/ с пятого отличия.

Параметр K_отн. также будет равен 1 (вариант на фиг. не иллюстрируется).

Т. о., рассмотрением вариантов /1/1-1/4/ устанавливают, что параметр ∓ Δ Q_{н(ж) ув.} (или ∓ Δ Q_{н(ж)ув.общ.}) присутствует тогда, когда присутствует хоть одно отдельное приращение. И в вариантах 1/1, 1/2, где отсутствуют отдельные приращения, этот параметр также отсутствует.

В последующих вариантах, как и в вариантах 1/3, 1/4, этот параметр также присутствует и в вариантах при Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.} определяется по выражению /20/, а в вариантах при Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.} определяется по выражению /21/.

В варианте /1/5/ с конкретными условиями
1) Q_{н(ж)прив} - Q_{н(ж)1 уст.},
2) P_{пл.1, 2} = const,
3) μ_н(ж)1,2≠ = const,
4) K_{1, 2}ПЗП = const.

КВД предыдущих и текущих исследований не будет одинаковой конфигурации и Δ P_{заб./мин. ув.} точек 1, 2, увязанных по P_{заб.n уст. 1} не будут равны. Но, как в варианте /1/1/, увязанные дебиты Q_{н(ж)1уст.прив.} и Q_{н(ж)2 расч.} уравнены по P_пл. и K ПЗП, но не уравнены по μ_н(ж), вследствие чего, по аналогии с определением отсутствующего здесь параметра ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}, могут быть использованы для определения параметра ∓ Q_{н(ж)ув.изм.} μ_н(ж) . Т. е.,

где увязанный дебит Q_{н(ж)1уст.прив.} или замеряют известными способами, или определяют по обработкам, изложенным в третьем отличии, а Q_{н(ж)2 расч.} определяют по выражению /16/ с пятого отличия, и, как и в выражениях /22, 23/, от большего дебита отнимают меньший, а знак при Δ Q_н(ж) определяют по знаку при дебите, относящемуся к текущим исследованиям. Это правило будет справедливым при определении остальных параметров ∓ Δ. Выражение /33/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

А параметр ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K, вследствие того, что K_{1, 2} ПЗП = const, отсутствует, равно и параметр ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм. Pпл.}, отсутствует вследствие того, что P_{пл. 1, 2}= const. Параметр K_отн. также вследствие того, что K_{1, 2} ПЗП = const, равен 1 (для иллюстрации используют фиг. 2).

В варианте /1/6/ с конкретными условиями
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.},
2) P_{пл 1, 2} = const,
3) μ_н(ж)1,2≠ = const,
4) K_{1, 2}ПЗП = const,
как в варианте /1/5/ КВД предыдущих и текущих исследований не одинаковой конфигурации и Δ P_{заб./мин.ув.} точек 2, 1 увязанных по P_{заб.nуст. 2} не равны. Но как в варианте /1/2/, увязанные дебиты Q_{н(ж)2уст.прив.} и Q_{н(ж)1 расч.} уравнены по P_пл., и K ПЗП, но не уравнены по μ_н(ж), вследствие чего по аналогии с определением отсутствующего здесь параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}, могут быть использованы для определения параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) Т.е.,

где
Q_{н(ж)1 расч.} определяют по выражению /17/ с пятого отличия. Выражение /34/ есть конкретное конечное рабочее выражение. И как в варианте /1/5/, параметр ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K отсутствует, а параметр K_отн. равен 1 (для иллюстрации используют фиг. 3).

В варианте /1/7/ с конкретными условиями
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1 уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const,
3) μ_н(ж)1,2 = const,
4) K₁ = const,
точки 1, 2, Y¹ увязаны по P_{заб. n уст. 1} (для иллюстрации используют фиг. 4). И как в варианте /1/3/, увязанные дебиты Q_{н(ж)2 расч.} и Q_{н(ж)усл.расч.'} и K ПЗП, но не уравнены по μ_н(ж), вследствие чего, по аналогии с определением параметра ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}, могут быть использованы для определения параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж)
т.е.

где
Q_{н(ж)2 расч.} и Q_{н(ж)усл.расч.'} определяют по выражениям, соответственно, /16/ и /18/ из пятого отличия.

Здесь, согласно изложенному в шестом отличии об отдельных Δ Q_{н(ж)ув.изм.} (P_пл., μ_н(ж) , K, ), также подразумевают, что ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) между реальными увязанными дебитами Q_{н(ж)1 уст.} и Q_{н(ж)2 расч.}.

Выражение /35/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

А параметр ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм. Pпл.}, по аналогии с вариантом /1/3/, определяют по разности увязанных дебитов Q_{н(ж)1уст.прив.} и Q_{н(ж)усл.расч.'}, как увязанных дебитов, уравненных по K ПЗП и μ_н(ж) и не уравненных только по P_пл., по выражению /22/ из шестого отличия. И как в вариантах /1/5, 1/6/, параметр ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K отсутствует, а параметр K_отн. равен 1.

В варианте /1/8/ с конкретными условиями
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2 уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const,
3) μ_н(ж)1,2≠ const,
4) K_{1, 2} ПЗП = const,
точки 1, 2, Y¹¹ связаны по P_{заб. nуст. 2} (для иллюстрации используют фиг. 5), и как в варианте /1/4/, увязанные дебиты Q_{н(ж)2 уст.прив.} и Q_{н(ж)усл.расч."} уравнены по P_пл. и K ПЗП, но не уравнены по μ_н(ж) , вследствие чего, по аналогии с определением параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.} могут быть использованы для определения параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж)
Т.е.,

где
Q_{н(ж)усл.расч.'} определяют по выражению /19/ из пятого отличия.

Выражение /36/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

Здесь также, согласно изложенному в шестом отличии об отдельных Δ Q_{н(ж)ув.изм.} /.../, подразумевают, что ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} μ_н(ж) между реальными увязанными дебитами Q_{н(ж)2 усл.прив.} и Q_{н(ж)1 расч.}
А параметр ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}, по аналогии с вариантом /1/4/, определяют по разности увязанных дебитов Q_{н(ж)1 расч.} и Q_{н(ж)усл.расч."}, как увязанных дебитов, уравненных по K ПЗП и μ_н(ж) и не уравненных только по P_пл., по выражению /23/ из шестого отличия, где Q_{н(ж)1 расч.} и Q_{н(ж)усл.расч."} определяют по выражениям, соответственно, /17/ и /19/ из пятого отличия. И как в вариантах /1/5, 1/6, 1/7/, параметр ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм} K отсутствует, а параметр K_отн. равен 1.

В варианте /1/9/ с конкретными условиями
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1 уст.},
2) P_{пл. 1, 2} = const,
3) μ_н(ж)1,2 = const,
4) K_{1, 2} ПЗП ≠ const,
точки 1, 2 увязаны по P_{заб. nуст. 1} (для иллюстрации используют фиг. 2) и как в варианте /1/1/, увязанные дебиты Q_{н(ж) 1уст.прив.} и Q_{н(ж)2 расч.} уравнены по P_пл. и μ_н(ж) , но не уравнены по К ПЗП, вследствие чего, по аналогии с определением отсутствующих здесь параметров ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.} и ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) , могут быть использованы первоочередно для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} К. Т.е.,

где
Q_{н(ж) 2 расч.} определяют по выражению /16/ из пятого отличия. Выражение /37/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

А исходя с вышеизложенного в задаче изобретения о K_отн., представляющей собой отношение K₂/K₁ и из пятого положения (истины) из седьмого отличия о том, что Q_н(ж) прямо пропорциональны проницаемости К ПЗП, отношение K₂/K₁ заменяют на отношение соответствующих увязанных дебитов и K_отн., поскольку K₂ ПЗП неизвестно, определяют посредством отношения тех же увязанных дебитов Q_{н(ж) 2 расч.} и Q_{н(ж) 1уст.прив.}, как уравненных по P_пл. и μ_н(ж) и не уравненных только по К ПЗП. Т.е.,

где Q_{н(ж)2 расч.} определяют по выражению /16/ из пятого отличия.

А из /38/ получают, что
.

Выражения /38/, /39/ есть конкретные конечные рабочие выражения.

В варианте /1/10/ с конкретными условиями
1) Q_{н(ж) прив.} - Q _{н(ж) 2 уст.},
2) P_{пл. 1, 2} = const,
3) μ_н(ж)1,2 = const,
4) K_{1, 2} ПЗП ≠ const,
точки 1, 2 увязаны по P_{заб. nуст. 2} (для иллюстрации используют фиг. 3) и как в варианте /1/2/, увязанные дебиты Q_{н(ж) 2уст.прив.} и Q_{н(ж) 1расч.} уравнены по P_пл. и μ_н(ж) , но не уравнены по К ПЗП, вследствие чего, по аналогии с определением отсутствующих здесь параметров ∓Δ Q_{н(ж)ув. изм.Pпл.} и ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) , могут быть использованы первоочередно для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K. Т.е.,

где
Q_{н(ж) 1 расч.} определяют по выражению /17/ из пятого отличия.

Выражение /35/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

А, по аналогии с вариантом / 1/9 / и исходя с изложенного там о возможности замены отношения K₂/K₁, представляющего собой K_отн., на отношение соответствующих увязанных дебитов посредством отношения этих же дебитов определяют K_отн..

Т.е.

Выражения /41/, /42/ есть конкретные конечные рабочие выражения.

В варианте / 1/11 / с конкретными условиями
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1 уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const,
3) μ_н(ж)1,2 = const,
4) K_{1, 2} ≠ const
точки 1, 2, Y¹ увязаны по P_{заб. nуст. 1} (для иллюстрации используют фиг. 4) и как в варианте / 1/3 /, увязанные дебиты Q_{н(ж) 2 расч.} и Q_{н(ж)усл.расч.'} уравнены по P_пл. и μ_н(ж) , но не уравнены по К ПЗП, вследствие чего, по аналогии с определением присутствующего здесь параметра ∓Δ_{н(ж)ув.изм.}P_пл. Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.} и отсутствующего параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) , могут быть использованы первоочередно для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K. Т.е.,

где
Q_{н(ж)2 расч.} определяют по выражению /16/, а Q_{н(ж)усл.расч.'} - по выражению /18/ из пятого отличия.

Здесь также, согласно изложенному в шестом отличии об ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} /. . . /, подразумевают, что ∓Δ Q_{н(ж)ув. изм.} K между реальными увязанными дебитами Q_{н(ж) 1уст.прив.} и Q_{н(ж) 1 расч.}
Выражение /43/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

А, по аналогии с вариантом / 1/10, 1/9 / и исходя с изложенного там о возможности замены отношения K₂/K₁, представляющего собой K_отн., на отношение соответствующих увязанных дебитов посредством отношения этих же дебитов, поскольку K₂ неизвестно, определяют K_отн.. Т.е.

Выражения /44, 45/ есть конкретные конечные рабочие выражения.

А параметр ∓ Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}, по аналогии с вариантом / 1/3 /, определяют по разнице увязанных дебитов Q_{н(ж) 1уст.прив.} и Q_{н(ж)усл.расч.'}, как дебитов, уравненных по К ПЗП и μ_н(ж) и не уравненных только по P_пл., по выражению /22/ из шестого отличия, где Q_{н(ж)усл.расч.'} определяют по выражению /18/ из пятого отличия.

В варианте / 1/12 / с конкретными условиями
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2 уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const,
3) μ_н(ж)1,2 = const,
4) K_{1, 2} ПЗП ≠ const,
точки 1, 2, Y¹¹ увязаны по P_{заб. nуст. 2} (для иллюстрации используют фиг. 5) и как в варианте / 1/4 /, увязанные дебиты Q_{н(ж) 2уст.прив.} и Q_{н(ж) усл.расч."} уравнены по P_пл. и μ_н(ж) , но не уравнены по К ПЗП, вследствие чего, по аналогии с определением присутствующего здесь параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм. Pпл.} и отсутствующего параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) могут быть использованы первоочередно для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K. Т.е. ,

где
Q_{н(ж)усл.расч."}, определяется по выражению /19/ с пятого отличия.

Здесь также, согласно изложенному в шестом отличии об отдельных Δ Q_{н(ж)ув.изм.} /. . ./, подразумевают, что ∓Δ Q_{н(ж) ув.изм.} K между реальными увязанными дебитами Q_{н(ж) 2уст.прив.} и Q_{н(ж) 1 расч.}.

Выражение /46/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

А, по аналогии с вариантами /1/9, 1/11/ и исходя из изложенного там о возможности замены отношения K₂/K₁, представляющего собой K_отн., на отношение соответствующих указанных дебитов, посредством отношения этих же дебитов, поскольку K₂ неизвестно, определяют K_отн.. Т.е.,

Выражения /47, 48/ есть конкретные конечные рабочие выражения.

А параметр ∓Δ Q_{н(ж)изм. Pпл.}, по аналогии с вариантом / 1/4 /, определяют по разности увязанных дебитов Q_{н(ж) 1 расч.} и Q_{н(ж)усл.расч."}, как дебитов, уравненных по К ПЗП и μ_н(ж) и не уравненных только по P_пл., по выражению /23/ из шестого отличия, где Q_{н(ж) 1 расч.} и Q_{н(ж)усл.расч."} определяют по выражениям, соответственно, /17/ и /19/ пятого отличия.

Т. о. , в двенадцати менее сложных вариантах 1/1-12/ из всех шестнадцати возможных посредством интерпретации парами из соответствующих увязанных дебитов установившихся (или фактических), расчетных и условных расчетных установили или отсутствие, или наличие, и в этом случае произвели последующее определение оставшихся, после определенных ранее в шестом отличии параметров ∓ΔQ_{н(ж)ув.общ.}, , ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм}Р_пл. , неупотребляемых ранее параметров увязанных дебитов или производительностей нефтяных (жидкостных) скважин, первоочередно таких как ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж),∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}K, неизвестного параметра ПЗП К_отн. и известного ранее параметра ПЗП К₂ с возможностью последующего определения остальных, зависящих от К₂ текущих параметров ПЗП и флюида, таких как K₂/μ_н(ж)2,(K₂·h)/μ_н(ж)2,K.
Остаются четыре более сложных варианта /1/13-16/, в которых для определения вышеприведенных параметров недостаточно одних увязанных установившихся (или фактических), расчетных и условных расчетных дебитов.

Посредством комбинированной интерпретации парами соответствующих непосредственно увязанных дебитов, относящихся к предыдущим исследованиям, и увязанных совместно-одноуравнительно-преобразованных дебитов, относящихся к текущим исследованиям, определяют перечисленные в задаче изобретения параметры, такие как ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж),∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.} K ПЗП, К_отн., К₂ в сложных вариантах конкретных условий исследования скважин.

Как излагалось в восьмом отличии, для четырех более сложных вариантов конкретных условий исследования скважин (1/13-16) из шестнадцати возможных, для определения вышеприведенных параметров, одних увязанных установившихся, расчетных и условных расчетных дебитов оказалось недостаточно.

Недостаточность вышеперечисленных увязанных дебитов от того, что в оставшихся четырех более сложных вариантах набор конкретных условий осложнен тем, что μ_н(ж)1,2≠ const и К_1,2 ПЗП ≠ const. И, для того, чтобы найти параметры ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж)и ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.} K, надо, чтобы, по аналогии с определением этих параметров в двенадцати менее сложных предыдущих вариантах, соответствующие увязанные дебиты были уравнены, соответственно, по К ПЗП и μ_н(ж), а они в этих вариантах условий не уравнены.

И задача заключается в том, чтобы эти увязанные соответствующие дебиты как-то уравнять по этим параметрам.

Возможность осуществления такой увязки для лучшего ее восприятия рассматривают на конкретных этих сложных вариантах условий.

В варианте /1/13/ с конкретными условиями.

1) Q_{н(ж) прив.} - Q_{н(ж) 1 уст.},
2) P_{пл.1, 2} = const,
3) μ_н(ж)1,2≠ const,
4) K_{1, 2} ПЗП ≠ const,
точки 1, 2, как в вариантах /1/5, 1/9/ из восьмого отличия, увязаны по P_{заб. nуст. 1} и для иллюстрации варианта используют фиг. 2. И как в вариантах /1/5, 1/9/, где, как и в данном варианте P_{пл. 1, 2} = const, параметр ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} P_пл. отсутствует.

По аналогии с вариантом /1/5/, где, как и в данном варианте μ_н(ж)1,2≠ const, здесь имеет место параметр ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж). А по аналогии с вариантом /1/9/, где, как и в данном варианте, K_{1, 2} ≠ const., здесь имеют место параметры ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K, K_отн., K₂.

Но, в отличие от варианта /1/5/, где увязанные дебиты Q_{н(ж)1 уст.прив.} и Q_{н(ж)2 расч.} уравнены по P_пл. и K ПЗП и не уравнены только по μ_н(ж) , здесь эти увязанные дебиты не уравнены как μ_н(ж) , так и по K ПЗП, и непосредственно не могут быть использованы для определения параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) . А в отличие от варианта /1/9/, где увязанные дебиты Q_{н(ж)1 прив.} и Q_{н(ж)2 расч.} уравнены по P_пл. и μ_н(ж) и не уравнены только по K ПЗП, здесь эти увязанные дебиты не уравнены как по K ПЗП, так и по μ_н(ж) и непосредственно не могут быть использованы для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув. изм.} K.

И для того, чтобы увязанные дебиты Q_{н(ж)уст.прив.} и Q_{н(ж)2 расч.} можно было использовать для определения параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) их уравнивают по K ПЗП. А для того, чтобы эти увязанные дебиты можно было использовать для определения параметра ±Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K, их уравнивают по μ_н(ж) .

Уравнивание вышеприведенных увязанных дебитов по K ПЗП и μ_н(ж) осуществляют путем перепривязки названных дебитов от имеющихся к ПЗП и μ_н(ж) к привязочным K ПЗП и μ_н(ж).

Чтобы обойтись меньшим количеством выражений (формул, уравнений), перепривязку во всех случаях осуществляют в одну сторону, т.е. от параметров текущих исследований к параметрам предыдущих исследований, т.е., от μ_н(ж)2 и K₂ к μ_н(ж)1 и K₁.

Для перепривязки используют одно из восьми свойств пропорций (пропорциональных уравнений) (прямых и обратных или прямо и обратно пропорциональных), согласно которому произведения числителей одной части уравнения на знаменатели другой части уравнения равны между собой (излагалось в учебниках средней школы по арифметике), и доказанные и принятые в седьмом отличии, соответственно, четвертое положение и прямо пропорциональной зависимости дебитов от проницаемости K ПЗП и пятое положение об обратно пропорциональной зависимости дебитов от вязкости нефти (жидкости) μ_н(ж).

Тогда, вышепринятая односторонняя перепривязка соответствующего увязанного дебита текущих исследований Q_{н(ж)2 расч.} от имеющейся μ_н(ж)2 к привязочной μ_н(ж)1 , означающая превращение имеющегося увязанного дебита Q_{н(ж)2 расч.} в привязочный Q_{н(ж) 1 уст.} по параметру μ_н(ж) или уравнивание увязанных имеющегося дебита с привязочным по μ_н(ж) , согласно выбранному вышеприведенному свойству пропорций и вышеназванному пятому положению, будет заключаться в следующем.

Согласно пятого положения, применительно к нашему примеру, составляют обратно пропорциональное уравнение:

в котором будет иметь место выбранное вышеизложенное свойство пропорций.

Для превращения Q_{н(ж)2 расч.} в Q_{н(ж)1 уст.}, или их уравнивание по μ_н(ж) , или все равно, что для превращения Q_{н(ж) 2 расч.} в Q_{н(ж)2 расч.перепр.} к μ_н(ж)1 (т. е. Q_{н(ж)2 расч.} перепривязать от μ_н(ж)2 к μ_н(ж)1 ) осуществляют мысленный эксперимент, заключающийся в том, что одновременно Q_{н(ж)2расч.} оставляют на своем месте в уравнении и его "двойник", т.е. Q_{н(ж)2 расч.} ставят на место Q_{н(ж)уст.}, который временно убирают, как обозначено стрелками в выражении /49/, и этот "двойник" переименовывают в Q_{н(ж)2 расч.перепр.} к μ_н(ж)1 .

Затем, согласно вышеприведенному свойству пропорции определяют этот Q_{н(ж)2 расч. перепр.} к μ_н(ж)1 , для чего Q_{н(ж) 2 расч.} умножают на μ_н(ж)2 и делят на μ_н(ж)1 . Т.е.,
.

Выражение /50/ есть конкретное промежуточное рабочее выражение.

Чтобы этому выражению придать общую форму (или общий вид), придают общую форму и выражению /49/. Т.е.,
.

Затем, аналогично вышеизложенному конкретному примеру и выражению /50/ на Q_{н(ж)имеющ.} получают Q_{н(ж)имеющ. перепр.} к μ_{н(ж)прив.} . Т.е.,
.

Выражение /52/ есть общее промежуточное рабочее выражение, которое может быть использовано для других вариантов со сложными конкретными условиями исследования скважин.

Т. о. , уравнивают пару соответствующих увязанных массовых дебитов текущего и предыдущего исследований, т.е. Q_{н(ж)2 расч.} и Q_{н(ж)1 уст.прив.} по одному из двух неуравненных параметров, т.е. по μ_н(ж) путем фактической перепривязки, т. е. путем преобразования дебита Q_{н(ж)2 расч.} в дебит Q_{н(ж)2 расч. перепр.} к μ_н(ж)1 . Такую перепривязку можно назвать совместно-одноуравнительно-преобразовательной обработкой увязанных дебитов.

Тогда, применительно к конкретным условиям данного варианта /1/13/, для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} К, по аналогии с вариантом /1/9/ и выражением /37/ используют увязанные дебиты Q_{н(ж)2 расч.перепр.} к μ_н(ж)1 и Q_{н(ж)1 уст.прив.}, как дебиты, соответственно, текущего (последующего) и предыдущего исследований, уравненные по P_пл. и μ_н(ж) и не уравненные только по К ПЗП. Т.е.

где
Q_{н(ж)2расч.перепр.} к μ_н(ж)1 определяют по вышеприведенному конкретному промежуточному рабочему выражению /50/.

Выражение /53/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

А исходя из вышеизложенного в задаче изобретения о K_отн; представляющей собой отношение K₂/K₁ и из пятого положения из седьмого отличия о прямо пропорциональной зависимости Q_н(ж) от K ПЗП, отношение K₂/K₁ заменяют на отношение соответствующих увязанных дебитов и K_отн., поскольку K₂ ПЗП неизвестно, определяют посредством отношения тех же дебитов Q_{н(ж) 2расч.перепр.} к μ_н(ж)1 и Q_{н(ж) 1уст.прив.}, как уравненных по P_пл. и μ_н(ж) и не уравненных только по K ПЗП. Т.е.,
.

Выражения /54, 55/ есть конкретные конечные рабочие выражения.

А вышепринятая односторонняя перепривязка этого же увязанного дебита текущих исследований Q_{н(ж) 2расч.} от имеющейся к ПЗП, т.е. от K₂, к привязочной K ПЗП, т.е. к K₁, означающая превращение имеющегося дебита Q_{н(ж) 2расч.} в привязочный Q_{н(ж) 1уст.прив.} по параметру K ПЗП, или уравнивание имеющегося дебита с привязочным по K ПЗП, согласно одному, выбранному из восьми, вышеприведенному свойству пропорций и вышеназванному четвертому положению будут заключаться в следующем.

Согласно четвертого положения, применительно к нашему примеру, составляют прямо пропорциональное уравнение:
,
в котором будет иметь место выбранное вышеизложенное свойство пропорциональных уравнений.

Для превращения Q_{н(ж)2 расч.} в Q_{н(ж)1 уст.} или их уравнивание по K ПЗП, или все равно, что для превращения Q_{н(ж) 2 расч.} в Q_{н(ж) 2расч. перепр.} к K₁ (т. е. Q_{н(ж)2 расч.} перепривязать от K₂ к K₁) осуществляют аналогичный предыдущему мысленный эксперимент, заключающийся в том, что одновременно Q_{н(ж) 2расч.} оставляют на своем месте в уравнении и его "двойник", т.е. Q_{н(ж) 2расч.} ставят на место Q_{н(ж)1 уст.}, который временно убирают, как обозначено стрелками в выражении /56/, и этот "двойник" переименовывают в Q_{н(ж) 2расч. перепр.} к K₁.

Затем, согласно вышеприведенному выбранному свойству пропорций, определяют этот Q_{н(ж) 2расч. перепр.} к K₁, для чего Q_{н(ж)2расч.} умножают на K₁ ПЗП и делят на K₂ ПЗП. Т.е.,

где
Q_{н(ж)2 расч.} определяют по выражению /16/ из пятого отличия.

Выражение /64/ есть конкретное промежуточное рабочее выражение. Чтобы этому выражению придать общую форму (или общий вид), придают общую форму и выражению /56/. Т.е.,

Затем, аналогично вышеизложенному конкретному примеру из Q_{н(ж)имеющ} получают Q_{н(ж) имеющ.перепр.} к K_прив. Т.е.,
.

Выражение /59/ есть общее промежуточное рабочее выражение, которое может быть использовано для других вариантов сложных конкретных условий исследования скважин.

Т.о., уравнивают пару соответствующих увязанных массовых дебитов текущего и предыдущего исследований, т.е. Q_{н(ж) 2расч.} и Q_{н(ж) 1уст.прив.} по одному из двух неуравненных параметров, т.е., по K ПЗП путем фактической перепривязки, т. е. путем преобразования увязанного дебита Q_{н(ж)2 расч.} в увязанный дебит Q_{н(ж) 2расч.перепр.} к K₁. Такую перепривязку можно назвать совместно-одноуравнительно-преобразовательной обработкой увязанных дебитов.

Тогда для определения параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) по аналогии с вариантом /1/5/ и выражением /33/, используют увязанные дебиты Q_{н(ж)2расч.перепр.} к K₁ ПЗП и Q_{н(ж) 1уст.прив.}, как дебиты, соответственно, текущего (последующего) и предыдущего исследований, уравненные по P_пл и K ПЗП и неуравненные только по μ_н(ж). Т.е.,

где
Q_{н(ж) 2расч.перепр.} к K₁ определяют по вышеприведенному конкретному промежуточному рабочему выражению /57/.

Выражение /60/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

Здесь также, согласно изложенному в шестом отличии об отдельных ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} /.../, подразумевают, что ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K в выражении /53/ и ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) в выражении /60/ между реальными увязанными дебитами Q_{н(ж) 1уст.прив.} и Q_{н(ж) 2 расч.}.

Т.о., интерпретацией парами с соответствующих непосредственно увязанного дебита Q_{н(ж) 1уст.прив}, относящегося к предыдущим исследованиям, и увязанных обработанных совместно-одноуравнительно-преобразовательной обработкой дебитов Q_{н(ж) 2расч.перепр} к K₁ и Q_{н(ж) 2 расч.перепр} к μ_н(ж)1, относящихся к текущим исследованиям, получили неупотребляемые ранее остальные, дополнительно к ранее определенным параметрам увязанных дебитов ∓Δ Q_{н(ж)ув.общ.} и ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}, параметры увязанных дебитов (или производительностей) и ПЗП, соответственно, ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K и K_отн, K₂ K₂∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) для одного из четырех варианта со сложными условиями исследования скважин /1/13/.

Такую интерпретацию можно назвать комбинированной.

В варианте /1/14/ с конкретными условиями
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 2уст.},
2) P_{пл. 1, 2} = const,
3) μ_{н(ж)1,2 ≠} const,
4) K_{1, 2} ПЗП ≠ const,
точки 2, 1, как в вариантах (1/6, 1/10) из восьмого отличия увязаны по P_{заб. nуст. 2} и для иллюстрации варианта используют фиг. 3.

И как в вариантах /1/6, 1/10/, где, как и в данном варианте P_{пл. 1, 2} = const, параметр ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм. Pпл.} отсутствует.

По аналогии с вариантами /1/5, 1/6/ из восьмого отличия, где, как и в данном варианте μ_н(ж)1,2≠ const. Здесь имеет место параметр ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) . А по аналогии с вариантами /1/5, 1/6/ из восьмого отличия, где, как и в данном варианте μ_н(ж)1,2≠ coust. Здесь имеет место параметр ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж). А по аналогии с вариантами /1/9, 1/10/ из восьмого отличия, где, как и в данном варианте, K_{1, 2} ≠ const, здесь имеют место параметры ∓Δ Q_{н(ж)ув. изм.} K, K_отн., K₂.

Но, в отличие от варианта /1/6/, где увязанные дебиты Q_{н(ж)2уст.прив.} и Q_{н(ж)1расч.} уравнены по P_пл. и K ПЗП и не уравнены только по μ_н(ж) , здесь эти увязанные дебиты не уравнены как по _.μ_н(ж) , так и по K ПЗП, и не могут быть непосредственно использованы для определения параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж). А в отличие от варианта /1/10/, где уравненные дебиты Q_{н(ж) 2уст.прив.} и Q_{н(ж) 1 расч.} уравнены по P_пл. и μ_н(ж) и не уравнены только по K ПЗП, здесь эти дебиты не уравнены как по K ПЗП, так и по μ_н(ж) и не могут быть непосредственно использованы для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K.

И для того, чтобы дебиты Q_{н(ж) 2уст.прив.} и Q_{н(ж)1расч.} можно было использовать для определения параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) , их уравнивают по K ПЗП. А для того, чтобы эти дебиты можно было использовать для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K, их уравнивают по μ_н(ж) .

Т. е., в этом /1/14/ варианте со сложными условиями исследования скважин применяют комбинированную интерпретацию парами с соответствующих непосредственно увязанных дебитов, относящихся к предыдущим исследованиям и увязанных обработанных совместно-одноуравнительно-преобразовательной обработкой, относящихся к текущим исследованиям, разработанную на примере варианта /1/13/.

Тогда, по аналогии с вариантом конкретных условий /1/13/ и приведенным там общим промежуточным рабочим выражением /52/ и согласно принятой односторонней перепривязке от текущих значений параметров к предыдущим, здесь имеющимся, будет дебит Q_{н(ж) 2 уст.прив.} с соответствующей ему μ_н(ж)2 , а привязочным - Q_{н(ж)1 расч.} с соответствующей ему μ_н(ж)1 , т.е. противоположному тому, как при определении Q_{н(ж)1расч.} по Q_{н(ж) 2 уст.прив.} в пятом отличии по выражениям общему /14¹/ или конкретному /17/, Q _{н(ж)1расч.} был имеющимся, а Q_{н(ж) 2уст.прив.} - привязочным, и уравнивание этих дебитов по μ_н(ж) или перепривязка Q_{н(ж) 2 уст.прив.}, от μ_н(ж)2 к μ_н(ж)1 будет заключаться в умножении Q_{н(ж) 2уст.прив.} на μ_н(ж)2 и делении на μ_н(ж)1 . Т.е.

.

Выражение /61/ есть конкретное промежуточное рабочее выражение.

Тогда, для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув. изм.} K по аналогии с вариантом /1/10/, с выражением /40/, используют дебиты Q_{н(ж) 2 уст.прив.перепр.} к μ_н(ж)1 и Q_{н(ж)1 расч.}, как дебиты, соответственно, текущего и предыдущего исследований, уравненные по P_пл. и μ_н(ж) и неуравненные только по K ПЗП. Т.е.

где
Q_{н(ж) 2уст.прив.перепр.} к μ_н(ж)1 определяют по вышеприведенному конкретному промежуточному рабочему выражению /61/. Выражение /62/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

И, по аналогии с вариантом /1/10/, с выражениями /41, 42/ и исходя из изложенного в вариантах /1/9, 1/13/ о возможности замены отношения K₂/K₁, представляющего собой K_отн., на отношение соответствующих увязанных дебитов, по этим же дебитам, по их отношению, поскольку K₂ ПЗП неизвестно, определяют K_отн., посредством которого, затем, при наличии известного K₁ ПЗП определяют K₂ ПЗП.

Т.е.

.

Выражения /63, 64/ есть конкретные конечные рабочие выражения.

Тогда перепривязка этого же дебита (Q_{н(ж) 2 уст.прив.}) от K₂ ПЗП к K₁ ПЗП или уравнивание с дебитом Q_{н(ж)1расч.} по K ПЗП, по аналогии с вариантом /1/13/ и приведенным там общим промежуточным рабочим выражением /59/.

И согласно вышепринятой односторонней перепривязке, обусловливающей здесь, как и в случае с перепривязкой этого дебита от μ_н(ж)2 к μ_н(ж)1 принимать Q_{н(ж) 2уст.прив.} за имеющийся дебит, будет заключаться в умножении Q_{н(ж) 2уст.прив.} на K₁ ПЗП и делении на K₂ ПЗП. Т.е.,
.

Выражение /65/ есть конкретное промежуточное рабочее выражение.

Тогда, для определения параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) , по аналогии с вариантом /1/16/ с выражением /34/, используют дебиты Q_{н(ж) 2уст.прив.перепр.} к K₁ и Q_{н(ж) 1рас.}, как дебиты, соответственно, текущего и предыдущего исследований, уравненные по P_пл. и K ПЗП и неуравненные по μ_н(ж) . Т.е.,

где
Q_{н(ж) 1расч.} определяется по выражению /17/ из пятого отличия и Q_{н(ж) 2уст.прив. перепр.} к K₁ - по вышеприведенному конкретному промежуточному рабочему выражению /65/.

Выражение /66/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

Здесь также, согласно изложенному в шестом отличии об отдельных ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} /.../, подразумевают, что ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.}. К в выражении /62/ и ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) в выражении /66/ между реальными увязанными дебитами Q_{н(ж) 1расч.} и Q_{н(ж) 2 уст.прив.}.

В варианте /1/15/ с конкретными условиями
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const,
3) μ_н(ж)1,2≠ const,
4) K_{1, 2} ≠ const,
точки 1, 2, Y¹, как в вариантах /1/7, 1/11/ из восьмого отличия, увязаны по P_{заб. nуст.прив.1} и для иллюстрация используют фиг. 4.

И как в вариантах /1/7, 1/11/, где, как и в данном варианте P_пл. ≠ const, и Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 1 уст.прив.}, параметр ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм. Pпл.} определяют по разности дебитов Q_{н(ж) 1 уст.прив.} и Q_{н(ж)усл.расч.'}, как дебитов, уравненных по K ПЗП и μ_н(ж) и неуравненных только по P_пл., по выражению /22/ из шестого отличия, где Q_{н(ж)усл.расч.'} определяют по выражению /18/ из пятого отличия.

По аналогии с вариантом /1/7/, где, как и в данном варианте, μ_н(ж)1,2≠ const, здесь имеет место параметр ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж). А по аналогии с вариантом /1/11/, где, как в данном варианте, K_{1, 2} ≠ const, здесь имеют место параметры ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K, K_отн., K₂.

Но в отличие от варианта /1/7/, где увязанные дебиты Q_{н(ж)расч.} и Q_{н(ж)усл.расч.'} уравнены по P_пл. и K ПЗП и неуравнены только по μ_н(ж) , здесь эти дебиты не уравнены как по μ_н(ж) , так и по K ПЗП, и не могут быть непосредственно использованы для определения параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) .

А в отличие от варианта /1/11/, где увязанные дебиты Q_{н(ж) 2 расч.} и Q_{н(ж)усл.расч.'} уравнены по P_пл. и μ_н(ж) и не уравнены только по K ПЗП, здесь эти дебиты не уравнены как по K ПЗП, так и по μ_н(ж) , и не могут быть непосредственно использованы для определения параметра ∓ Q_{н(ж)ув.изм.} K.

И для того, чтобы увязанные дебиты Q_{н(ж) 2расч.} и Q_{н(ж)усл.расч.'} можно было использовать для определения параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж), их уравнивают по K ПЗП. А для того, чтобы эти дебиты можно было бы использовать для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K, их уравнивают по μ_н(ж) .

Т. е., и в этом варианте /1/15/ со сложными условиями исследования скважин применяют комбинированную интерпретацию парами с соответствующих непосредственно увязанных дебитов и увязанных обработанных совместно-одноуравнительно-преобразовательной обработкой, разработанной на примере варианта /1/13/.

Тогда, по аналогии с вариантом конкретных условий /1/13/, где, как и в данном варианте, согласно принятой односторонней перепривязке от текущих к предыдущим величинам параметров, увязанный дебит Q_{н(ж) 2расч.} берут за имеющийся, здесь, уравнивание увязанных дебитов Q_{н(ж) 2расч.} и Q_{н(ж)усл. расч.'} по μ_н(ж) или перепривязку Q_{н(ж) 2расч.} от μ_н(ж)2 к μ_н(ж)1 производят, как и в варианте /1/13/, по конкретному промежуточному рабочему выражению /56/.

А уравнивание или перепривязку этих дебитов от K₂ к K₁ производят, как в варианте /1/13/, по конкретному промежуточному рабочему выражению /57/.

Тогда, для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K, по аналогии с вариантом /1/11/ с выражением /43/, используют увязанные дебиты Q_{н(ж) 2расч.перепр.} к μ_н(ж)1 и Q_{н(ж)усл.расч.'}, как дебиты, соответственно, текущего и относящегося к предыдущему по K₁ и μ_н(ж)1 исследованиям, уравненные по P_пл. и μ_н(ж) и неуравненные только по K ПЗП. Т.е.

,
где
Q_{н(ж)усл.расч.'} определяют по выражению /18/ из пятого отличия и Q_{н(ж) 2расч. перепр.} к μ_н(ж)1 определяют, как и в варианте /1/13/, по конкретному промежуточному рабочему выражению /50/.

Выражение /67/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

И, по аналогии с вариантом /1/11/, с выражениями /44, 45/ и исходя с изложенного в вариантах /1/9, 1/13, 1/14/ о возможности замены отношения K₂/K₁, представляющего собой K_отн., на отношение соответствующих увязанных дебитов, по этим увязанным дебитам, по их отношению, поскольку K₂ ПЗП неизвестно, определяют K_отн., посредством которого затем при наличии известного K₁ ПЗП определяют K₂ ПЗП. Т.е.,
.

Выражения /68, 69/ есть конкретные конечные рабочие выражения.

А для определения параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж), по аналогии с вариантом /1/7/ с выражением /35/, используют увязанные дебиты Q_{н(ж)2расч.перепр.} к K₁ и Q_{н(ж)усл.расч.'}, как дебиты, соответственно, текущего и относящегося к предыдущему по K₁ и μ_н(ж)1 исследованиям, уравненные по P_пл. и K ПЗП и неуравненные только по μ_н(ж) . Т.е.,
,
где
Q_{н(ж)усл.расч.'} определяют по выражению /18/ из пятого отличия и Q_{н(ж)2 расч.перепр.} к K₁ определяют по выражению /57/.

Выражение /70/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

Здесь также, согласно изложенному в шестом отличии об отдельных ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} /.../, подразумевают, что ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.}, K в выражении /67/ и ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) в выражении /70/ между реальными увязанными дебитами Q_{н(ж)ув.изм.} μ_н(ж) в выражении /70/ между реальными увязанными дебитами Q_{н(ж)1уст.прив.} и Q_{н(ж)2 расч.}.

В варианте /1/16/ с конкретными условиями
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2 уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const,
3) μ_н(ж)1,2≠ const,
4) K_{1, 2} ПЗП ≠ const,
точки 2, 1, Y¹¹, как в вариантах /1/8, 1/12/ из восьмого отличия, увязаны по P_{заб. nуст.прив.2} и для иллюстрации используют фиг. 5.

И как в вариантах /1/8, 1/12/, где как в данном варианте P_{пл. 1, 2} ≠ const, и Q_{н(ж)прив} - Q_{н(ж)2уст.прив.}, параметр ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.} определяют по разности увязанных дебитов Q_{н(ж)1расч.} и Q_{н(ж)усл.расч."}, как дебитов, уравненных по K ПЗП и μ_н(ж) и не уравненных только по P_пл., по выражению - /23/ из шестого отличия.

По аналогии с вариантом /1/8/, где, как в данном варианте, μ_н(ж)1,2≠ const, здесь имеет место параметр ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) . А по аналогии с вариантом /1/12/, где, как и в данном варианте, K_{1, 2} ≠ const, здесь имеют место параметры ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K, K_отн., K₂.

Но, в отличие от варианта /1/8/, где увязанные дебиты Q_{н(ж)2уст.прив.} и Q_{н(ж)усл.расч."} уравнены по P_пл. и K ПЗП и не уравнены по μ_н(ж) , здесь эти дебиты не уравнены как по μ_н(ж) , так и по K ПЗП, и не могут быть непосредственно использованы для определения параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж). А в отличие от варианта /1/12/, где увязанные дебиты Q_{н(ж)2уст.прив.} и Q_{н(ж)усл.расч."} уравнены по P_пл. и μ_н(ж) и не уравнены по K ПЗП, здесь эти дебиты не уравнены как по K ПЗП, так и по μ_н(ж) , и не могут быть непосредственно использованы для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K.

И для того, чтобы увязанные дебиты Q_{н(ж)2 уст.прив.} и Q_{н(ж)усл.расч."} можно было использовать для определения параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж), их уравнивают по K ПЗП. А для того, чтобы эти дебиты можно было использовать для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K, их уравнивают по μ_н(ж) .

Т.е., и в этом варианте /1/16/ со сложными условиями исследования скважин применяют комбинированную интерпретацию парами из соответствующих непосредственно увязанных дебитов, и увязанных обработанных совместно-одноуравнительно-преобразовательной обработкой, разработанной на примере варианта /1/13/.

Тогда, по аналогии с вариантом /1/14/, где, как и в данном варианте, согласно принятой односторонней перепривязке от текущих к предыдущим величинам параметров, увязанный дебит Q_{н(ж)2уст.прив.} берут за имеющийся, здесь уравнивание увязанных дебитов Q_{н(ж) 2уст.прив.} и Q_{н(ж)усл.расч."} по μ_н(ж) или перепривязку Q_{н(ж) 2уст.прив.} от μ_н(ж)2 к μ_н(ж)1 производят, как в варианте /1/14/, по конкретному промежуточному рабочему выражению /61/, а уравнивание по K ПЗП или перепривязку Q_{н(ж) 2уст.прив.} от K₂ и K₁ производят, как и в варианте /1/14/, по конкретному промежуточному рабочему выражению /65/.

Тогда, для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K, по аналогии с вариантом /1/12/, с выражением /46/, используют увязанные дебиты Q_{н(ж) 2уст.прив.перепр.} к μ_н(ж) и Q_{н(ж)усл.расч."}, как дебиты, соответственно, текущего и относящегося к предыдущему по K₁ и μ_н(ж)1 исследованиям, уравненные по P_пл. и μ_н(ж) и не уравненные только по K ПЗП. Т.е.,
,
где Q_{н(ж)усл.расч."} определяют по выражению /19/ из пятого отличия.

Выражение /71/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

И, по аналогии с вариантом /1/12/, с выражениями /47, 48/ и исходя из изложенного в вариантах /1/9, 1/13, 1/14/ о возможности замены отношения K₂/K₁, представляющего собой K_отн., на отношение соответствующих увязанных дебитов, по этим же дебитам по их отношению, поскольку K₂ ПЗП неизвестно, определяют K_отн., посредством которого затем при наличии известного K₁ ПЗП определяют K₂ ПЗП. Т.е.,

Выражения /72, 73/ есть конкретные конечные рабочие выражения.

А для определения параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж), по аналогии с вариантом /1/8/ с выражением /36/, используют увязанные дебиты Q_{н(ж) 2уст.прив.перепр.} к K₁ и Q_{н(ж)усл.расч."}, как дебиты соответствующего, текущего и относящегося к предыдущему по K₁ и μ_н(ж)1 исследованиям, уравненные по P_пл. и K ПЗП и не уравненные только по μ_н(ж) . Т.е.,
,
где
Q_{н(ж)усл.расч."} определяют по выражению /19/ из пятого отличия, и Q_{н(ж) 2уст.прив.перепр.} к K₁ определяют по выражению /65/.

Выражение /74/ есть конкретное конечное рабочее выражение.

Здесь также, согласно изложенному в шестом отличии об отдельных ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} /.../, подразумевают, что ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K в выражении /71/ и ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж), в выражении /74/ между реальными увязанными дебитами Q_{н(ж) 2уст.прив.} и Q_{н(ж) 1 расч.}.

Т. о. , посредством комбинированной интерпретации парами из соответствующих непосредственно увязанных дебитов, относящихся к предыдущим исследованиям и увязанных обработанных совместно-одноуравнительно-преобразовательной обработкой, относящихся к текущим исследованиям, и для четырех вариантов (1/13-16) со сложными условиями исследования скважин определили оставшиеся, после определенных в шестом отличии параметров ∓Δ Q_{н(ж)ув.общ.} и ∓Δ Q_{н(ж)ув.измPпл}, неупотребляемые ранее параметры увязанных дебитов (или производительностей) нефтяных (жидкостных) скважин, первоочередно такие как ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж), ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}K, , неупотребляемый ранее параметр ПЗП K_отн. и употребляемый параметр ПЗП K₂ с возможностью последующего определения остальных, зависящих от K₂ текущих параметров ПЗП и флюида, таких как .

И остался неопределенным неупотребляемый параметр увязанных дебитов (или производительностей), это увязанное приращение объемных увязанных дебитов (или производительностей) от изменения плотности (средней) нефти (жидкости) .

Посредством условно-комбинированной интерпретации парами с соответствующих непосредственно увязанных дебитов, относящихся к предыдущим исследованиям, и используемым как таковые, и этих же дебитов, используемых взамен увязанных совместно-двухуравнительно-условно-преобразовательных дебитов, относящихся к текущим исследованиям, определяют параметр для всех шестнадцати возможных вариантов конкретных условий исследования скважин, при дополнительном условии, что const.

В промысловой практике может возникнуть интерес или необходимость по определению приращения (отрицательного или положительного) объемного дебита нефти (жидкости) (или объема) от изменения средней плотности нефти (жидкости) , измеряемого и м³/сут, т.е. . При решении этой задачи исходят из следующих доказательств (или соображений).

С одной стороны, исходя из того, что на объемный дебит оказывают влияние изменение K ПЗП, и по аналогии с массовыми дебитами, с определением параметра ∓Δ Q_{н(ж) ув.изм.} K, когда увязанные дебиты уравнивали (или перепривязывали) по μ_н(ж) и параметра ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж), когда увязанные дебиты уравнивали (или перепривязывали) по K ПЗП, следует, что в случае с объемными дебитами для определения параметра используемые дебиты необходимо уравнивать (или перепривязывать) по μ_н(ж) и к ПЗП.

Но, с другой стороны, исходя из второго доказательства (положения) о независимости массовых дебитов нефти (жидкости) Q_н(ж) от плотности (обычно средней) нефти (жидкости) , следует, что в случае, с конкретными условиями вышерассмотренных в восьмом отличии первого и второго вариантов / 1/1 , 1/2 / (иллюстрируется на фиг. 2, 3), где соответственно,
Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 1уст.} и Q_{н(ж) 2уст}.

P_{пл. 1, 2} = const,
μ_н(ж)2 = const,
K _{1, 2} = const,
при дополнительном условии, что const, вследствие одинаковости конфигурации предыдущих и текущих КВД и при const, поскольку согласно первого доказательства (положения или истины) из седьмого отличия, конфигурация КВД не зависит от , пары увязанных массовых дебитов, соответственно,
Q_{н(ж) 2расч.} и Q_{н(ж) 1уст.прив.}, и Q_{н(ж) 2уст.прив.}, и Q_{н(ж) 1расч.}
будут попарно одинаковы (или равны), а объемные дебиты, соответственно,
V_{н(ж) 2расч} и V_{н(ж) 1уст.прив.}, и V_{н(ж) 2уст.прив.}, и V_{н(ж) 1расч},
согласно третьему доказательству (положению или истине) об обратно-пропорциональной зависимости объемных дебитов V_н(ж) от будут различными, и их разница будет составлять искомый параметр .

И в случае с конкретными условиями вышерассмотренных в восьмом отличии третьего и четвертого вариантов / 1/3 , 1/4 /, (иллюстрируется на фиг. 4, 5), где, соответственно,
Q_{н(ж)прив} - Q_{н(ж) 1уст} и Q_{н(ж) 2уст},
P_{пл. 1, 2}≠ const,
μ_н(ж)1,2 = const,
K _{1, 2} ПЗП = const,
при дополнительном условии, что const, так же, вследствие одинаковости конфигурации предыдущих, текущих и условной КВД и вследствие полного совпадения текущих и условных КВД и, следовательно, вследствие совпадения увязанных точек пересечения, соответственно, 2 и Y¹и 2 и Y¹¹, увязанные массовые дебиты, соответственно,
Q_{н(ж) 2расч} и Q_{н(ж)усл.расч.'}
и Q_{н(ж) 2уст.прив} и Q_{н(ж)усл.расч."}
будут попарно одинаковы (или равны), а объемные дебиты, соответственно,
V_{н(ж) 2расч} и V_{н(ж)усл.расч.'}
и V_{н(ж) 2уст.прив} и V_{н(ж)усл.расч."}
будут, как и в вариантах / 1/1 , 1/2 /, различными и их разница будет составлять искомый параметр
.

Следовательно, для определения параметра в обоих случаях достаточно перейти от массовых дебитов к объемным и определить их разницу.

Т. о., на примере вариантов (1/1-4) устанавливают, что в вариантах / 1/1 , 1/2 /, где μ_н(ж)1,2 = const, K_{1, 2} ПЗП = Const, и P_{пл. 1, 2} = const, увязанные дебиты установившиеся привязочные (или фактические) и расчетные, или все равно, что увязанные дебиты, относящиеся к предыдущим и текущим исследованиям, равны между собой, и в вариантах / 1/3 , 1/4 /, где также μ_н(ж)1,2 = const, K_{1, 2} ПЗП = const, но P_{пл. 1, 2} ≠ const,
увязанные дебиты, взятые по аналогии с определением параметров
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) и ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}K,,
от текущих и условных, приравненных по параметрам к ПЗП, к предыдущим, исследований, т. е. установившиеся привязочные или расчетные, относящиеся к текущим исследованиям, и условные расчетные, относящиеся по K ПЗП, к предыдущим исследованиям равны между собой, и что равенство названных дебитов позволяет определить параметр .

Т. е. , устанавливают, что, с одной стороны, для того, чтобы определить параметр , надо, при условии, что P_{пл. 1, 2} = const, уравнять увязанные дебиты, относящиеся к текущим и предыдущим исследованиям, а при условии, что P_{пл. 1, 2} ≠ const, - уравнять, по аналогии с определением параметров ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) и ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}K,, увязанные дебиты, относящиеся к текущим и условным исследованиям по параметрам K ПЗП и μ_н(ж) , а, с другой стороны, если эти дебиты по условиям исследования скважин оказываются уравненными по этим параметрам, то они оказываются уравненными или равными между собой.

Это дает основание утверждать, что в других вариантах, где μ_н(ж)1,2≠ const, а K_{1, 2} ПЗП = const, или μ_н(ж)1,2 = const, а K_{1, 2} ПЗП ≠ const., если увязанные дебиты, относящиеся к текущим исследованиям, согласно ранее принятой односторонней перепривязке в девятом отличии, уравнять по неуравновешенному параметру и т.о. сделать эти дебиты уравненными по обоим вышеназванным параметрам, то они будут равны между собой.

И в вариантах, где μ_н(ж)1,2≠ const, и K_{1, 2} ПЗП ≠ const, если увязанные дебиты, относящиеся к текущим исследованиям, уравнять путем ранее принятой односторонней перепривязки с дебитами, относящимися к предыдущим исследованиям по обоим вышеназванным неуравненным параметрам, то они будут равны между собой. Т.е.,
Q_{н(ж)относ. к текущ. иссл.перепр.} к K₁ и к μ_н(ж)1 = Q_{н(ж)относ.к предыд.иссл.} /75/,
Выражение /75/ есть обще промежуточное условное рабочее выражение.

Т.о., не производя фактической перепривязки, а произведя только условную перепривязку увязанных дебитов, относящихся к текущим исследованиям, по K ПЗП и μ_н(ж) , достигают уравнивания их с увязанными дебитами, относящимися к предыдущим исследованиям.

Такую перепривязку можно назвать совместно-двухуравнительно-условно-преобразовательной. Из возможности определения параметра в вариантах /1/1-4/ с уравненными, согласно условиям исследования скважин, по K ПЗП и μ_н(ж) увязанными дебитами, относящимися к предыдущим и текущим исследованиям, и возможности достижения уравнивания названных дебитов посредством применения совместно-двухуравнительно-условно-преобразовательной перепривязки, следует возможность определения этого параметра и в других возможных шестнадцати вариантах условий исследования скважин, где названные увязанные дебиты не уравнены или по одному из двух, или по обоим параметрам K ПЗП и μ_н(ж) .

Для реализации такой возможности исходят из нижеследующего.

Уравнивая или перепривязывая соответствующие увязанные дебиты, относящиеся к текущим исследованиям, согласно ранее принятому одностороннему уравниванию или односторонней перевязке, т.е., от текущих параметров к предыдущим, по параметрам K ПЗП и μ_н(ж) с соответствующими увязанными дебитами, относящимися к предыдущим исследованиям, мы тем самым исключаем из вариантов конкретных условий, которых может быть шестнадцать, условия равенства-неравенства по параметрам K ПЗП и μ_н(ж) , и т.о., оставляем для определения параметра руководящими условиями, условия по равенству-неравенству P_{пл. 1, 2} и условия по привязочным дебитам - Q_{н(ж) 1уст.прив.}, Q_{н(ж) 2уст.прив.}, из которых может быть четыре руководящие варианта с неполным набором условий. Это:
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 1уст},
2) P_{пл. 1, 2} = const,
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 2уст.},
2) P_{пл. 1, 2} = const,
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 1уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const,
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 2уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const.

По этим четырем неполным руководящим вариантам сгруппируются соответствующие, из 16 возможных, варианты с полным набором условий исследования скважин (или полные варианты).

Тогда, в полных вариантах, где
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 1уст.},
2) P_{пл. 1, 2} = const,
согласно вышеизложенному из пятого отличия о точках 1, 2 и соответствующих им увязанных дебитах и согласно принятому ранее одностороннему уравнению (или перепривязке), т.е. от текущих параметров к предыдущим, по аналогии с вышеприведенным здесь случаем с вариантом /1/1/, увязанный дебит Q_{н(ж) 2расч.} условно принимают перепривязанным к μ_н(ж)1 и к K₁ ПЗП и, согласно вышеизложенному о равенстве этих дважды уравненных (или дважды перепривязанных) увязанных дебитов, относящихся к текущим исследованиям, соответствующим увязанным дебитам предыдущих исследований и показанному в общем промежуточном условно-рабочем выражении /75/, приравнивают к Q_{н(ж) 1уст.прив.}. Т.е.,
Q_{н(ж) 2расч.перепр} к K₁ и к μ_н(ж)1 = Q_{н(ж) 1уст.прив.} /76/.

В полных вариантах, где
1) Q_{н(ж) прив} - Q_{н(ж)2уст},
2) P_{пл. 1, 2} = const,
согласно вышеизложенному из пятого отличия о точках 1, 2 и соответствующих им дебитах, по аналогии с вышеприведенным случаем с вариантом /1/2/, увязанный дебит Q_{н(ж) 2уст.прив.} условно принимают перепривязанным к μ_н(ж)1 и к K₁ ПЗП и, как в предыдущем примере, приравнивают к увязанному дебиту Q_{н(ж) 1расч.}
Т.е.,
Q_{н(ж) 2уст.прив.перепр.} к K₁ и к μ_н(ж)1 = Q_{н(ж) 1расч.} /77/.

В полных вариантах, где
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 1уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const,
согласно вышеизложенному из пятого отличия о точках 1, 2, Y¹ и соответствующих им дебитах, по аналогии с вышеприведенным случаем с вариантом /1/3/ увязанный дебит Q_{н(ж) 2расч.} условно принимают перепривязанным к μ_н(ж)1 и к K₁ ПЗП и, как в предыдущих примерах, приравнивают к увязанному дебиту
Q_{н(ж) усл.расч.'} Т.е.,
Q_{н(ж) 2расч.перепр.} к K₁ и к μ_н(ж)1 = Q_{н(ж) усл.расч.'} /78/.

В полных вариантах, где
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 2уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const,
Согласно вышеизложенному из пятого отличия о точках 2, 1, Y'' и соответствующих им дебитах по аналогии с вышеприведенным случаем с вариантом /1/4/ увязанный дебит Q_{н(ж) 2уст. прив.} условно принимают перепривязанным к μ_н(ж)1 и к K₁ ПЗП и, как в предыдущих примерах, приравнивают к увязанному дебиту Q_{н(ж) услрасч."}. Т.е.,
Q_{н(ж) 2уст.прив.перепр.} к K₁ и к μ_н(ж)1 = Q_{н(ж) усл.расч."} /79/.

Выражения /76 - 79/ есть конкретные конечные условно-рабочие выражения.

Указанные равные массовые дебиты, следовательно, можно заменять один на другой.

Дебиты Q_{н(ж) 1уст.прив.}, Q_{н(ж) 1 расч.}, Q_{н(ж) усл.расч.'}, Q_{н(ж) усл.расч."} относятся к предыдущим исследованиям, а дебиты Q_{н(ж) 2расч.перепр.} к μ_н(ж)1 и к K₁ и Q_{н(ж) 2уст.прив.перепр.} к μ_н(ж)1 и к K₁ относятся к текущим исследованиям.

Заменив увязанные дебиты, относящиеся к текущим исследованиям, условно принятые перепривязанные по K₁ ПЗП и μ_н(ж)1 на соответствующие увязанные неперепривязанные дебиты, относящиеся к предыдущим исследованиям, определяют одними этими массовыми дебитами объемные дебиты как для предыдущих исследований, так и для текущих исследований.

Такую интерпретацию непосредственно увязанными дебитами и увязанными условно преобразованными можно назвать условно-комбинированной интерпретацией.

Соответствующие объемные дебиты V_н(ж), естественно, будут равны частному от деления соответствующих массовых дебитов на соответствующую плотность, т. е.
а увязанные приращения увязанных объемных дебитов от изменения по аналогии с определением параметров ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) и ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.К} и будут равны разнице соответствующих объемных дебитов.

Тогда, исходя из равенства указанных массовых дебитов нефти (жидкости) текущих и предыдущих исследований, имеющих, согласно дополнительному условию const, разную плотность, соответственно, и, как массовых, возможность их замены одних другими, в соответствии с третьим положением (доказательством) об обратно пропорциональной зависимости объемных дебитов V_н(ж) от , увязанные приращения увязанных, уравненных дебитов от изменения определяют по одним увязанным дебитам, относящимся к предыдущим исследованиям по следующим выражениям (формулам).

Для вариантов, где
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 1уст},
2) P_{пл. 1, 2} = const,
будет
.

Для вариантов, где
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 2уст.},
2) P_{пл. 1, 2} = const,
будет:
.

Для вариантов, где
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) 1уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const,
будет:
.

Для вариантов, где
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const,
будет:
.

В выражениях /80 - 83/ дробь со знаменателем (или объемный дебит) относится к предыдущим исследованиям, а дробь со знаменателем относится к последующим исследованиям, и как и в случае со знаком при ΔQ_н(ж) , здесь от большего дебита (или дроби) отнимают меньший, а знак при ΔV_н(ж) определяют по знаку при дебите (или дроби), относящемуся к последующим исследованиям.

Выражения /80 - 83/ являются конкретными конечными рабочими выражениями.

Если ориентироваться на руководящие для этого параметра условия, такие как
Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.} или Q_{н(ж)2уст.}
и
P_{пл. 1, 2} = const или ≠ const,
и принять, что во всех шестнадцати возможных вариантах конкретных условий исследования скважин возможно дополнительное условие const, то выражения (80 - 83) охватят все шестнадцать возможных вариантов следующим образом.

Выражение /80/ охватывает варианты /1/1, 5, 9, 13/, выражения /81/ - варианты /1/2, 6, 10, 14/, выражение /82/ - варианты /1/3, 7, 11, 15/ и выражение /83/ - варианты /1/4, 8, 12, 16/.

На практике, далеко не во всех вариантах будет условие, что const, и далеко не во всех случаях промысловиков будет интересовать параметр .

При необходимости определения этого параметра устанавливают наличие условия const и вводят это условие дополнительно к варианту конкретных условий, которых (вариантов), как отмечалось выше, может быть шестнадцать, и затем подбирают нужное выражение для определения этого параметра.

Для удобства пользования этими выражениями (формулами) они также отражены в ориентирной таблице N 4.

Посредством ранее определенного значения параметра ПЗП k₂, при наличии значения k₁, или установленного как равному - k₁, при k_{1, 2} = const, одинаково для всех шестнадцати возможных вариантов конкретных условий исследования скважин по соответствующим выражениям текущих значений, употребляемых ранее, зависящих от k₂, определяют параметры ПЗП и флюида, такие как коэффициент подвижности нефти (жидкости) k₂/μ_н(ж)2, коэффициент гидропроводности k₂/μ_н(ж)2, коэффициент пьезопроводности k₂.

После определения по изобретению текущей проницаемости ПЗП k₂, одинаково для всех шестнадцати вариантов, определяют по изобретению, в порядке, противоположном в прототипе, где сначала определяли (K·h)/μ_н, затем - K/μ_н и только потом k ПЗП и K, зависящие от K₂ эти же параметры, путем непосредственных математических действий с ранее определенными значениями параметров K₂, μ_н(ж)2 , h. Т.е.

.

Выражения /84-85/ есть конкретные, конечные рабочие выражения. А параметр текущей пьезопроводности K₂ определяется, как и в прототипе, по известному выражению /4.30/ [2] с использованием определенной по изобретению K₂. Т.е.

K₂= k₂[μ_н(ж)2(mβ_ж+B_n), [2(4.30)].
Пример осуществления способа
Для решения задач изобретения на нефтяной (жидкостной) скважине, на которой ранее проводились исследования при нестационарном режиме фильтрации, при условии неизменности конструкции скважины и подземного оборудования, проводят повторные исследования при нестационарном режиме фильтрации согласно изобретению.

Первоочередно выясняют конкретные условия, которые должны охватить проведенные предыдущие исследования и еще непроведенные текущие исследования.

Практически определение варианта конкретных условий, охватывающих предыдущие и текущие исследования, осуществляют поэтапно.

Перед проведением текущих исследований по установившемуся рабочему забойному давлению P_{заб. nуст. 2} и по P_{заб. n уст. 1} из предыдущих исследований устанавливают, какие P_{заб. n уст.} и Q_{н(ж) уст.} брать за привязочные и, следовательно, или использовать имеющийся замерный Q_{н(ж) уст.} или, при отсутствии его замера, определять согласно изобретению. Т.е. устанавливают условие Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.} или Q_{н(ж)2уст.}.

При этом исходя из того, что за привязочную следует брать начальную точку и соответствующие ей P_{заб.nуст.} и Q_{н(ж) уст.}, которая на фиг. расположена выше, и соответствующее ей P_{заб.nуст.} больше, что обеспечивает пересечение изолинией P_{заб.nуст.} другой фактической, а при P_{пл. 1, 2} ≠ const, и условной КВД.

Также, по данным μ_н(ж)1 и μ_н(ж)2 устанавливают условие μ_н(ж)1,2 = const или ≠ const, а по данным устанавливают, при необходимости, дополнительное условие = const или ≠ const.

Выбор или определение привязочного установившегося дебита осуществляют в зависимости от сложившихся условий.

В случае наличия замера установившегося дебита Q_{н(ж)1уст.} и рабочего забойного давления P_{заб. nуст. 1} за предыдущие исследования и при условии, что текущее рабочее забойное давление P_{заб. nуст. 1} > P_{заб. nуст. 2}, обусловливающее брать Q_{н(ж)1 уст.} за привязочный, а P_{заб. nуст. 1} за увязочное давление, текущий замер или определение по изобретению текущего установившегося дебита не производят и скважину останавливают на исследование с предварительным замером P_{заб. nуст. 2} с последующей обработкой полученных данных согласно изобретению.

При тех условиях, но при P_{заб. nуст. 2} > P_{заб. nуст. 1}, что обусловливает брать за привязочный дебит Q_{н(ж)2уст.} и P_{заб. nуст. 2} за увязочное давление, дебит Q_{н(ж)2уст.}, при возможности замеряют известным способом, а при такой возможности или нецелесообразности замера скважину останавливают на исследование с предварительным замером P_{заб. nуст. 2} и последующим определением Q_{н(ж)2уст.} по автономно зависимой аналитической, а при наличии КВД предыдущих исследований по автономно-зависимой графоаналитической обработкам по соответствующим обработкам выражениям, которые для удобства ими пользования сведены в ориентирную таблицу N 3, с последующей обработкой полученных данных согласно изобретению.

В случае отсутствия замера Q_{н(ж)1уст.} за предыдущие исследования, при наличии конструкционных данных скважины, при условии, что P_{заб. nуст. 1} > P_{заб. nуст. 2}, что обусловливает брать P_{заб. nуст. 1} за увязочное давление, а Q_{н(ж)1уст.} - за привязочный дебит, Q_{н(ж)1 уст.} или определяют по автономно-независимой аналитической, а при наличии предыдущей КВД - по автономно-независимой графоаналитической обработкам по соответствующим обработкам выражениям, которые для удобства ими пользования так же отражены в вышеупомянутой ориентирной таблице N 3 или замеряют, при возможности, текущий установившийся дебит Q_{н(ж)2 уст.} известным способом, и скважину останавливают на исследование, а необходимый Q_{н(ж)1уст.} определяют по автономно-зависимой аналитической или, при наличии предыдущей и текущей КВД, - по автономно-зависимой графоаналитической обработке с последующей обработкой полученных данных согласно изобретению.

При тех же условиях, но при P_{заб. nуст. 1} < P_{заб. nуст. 2}, что обусловливает брать P_{заб. n уст. 2} за увязочное давление, а Q_{н(ж)2 уст.} - за привязочный дебит, при отсутствии возможности замера Q_{н(ж)2 уст.} известным способом, но при наличии конструкционных данных скважины, скважину останавливают на исследование, а Q_{н(ж)2уст.} определяют по выражениям автономно-независимой аналитической обработки, а при наличии текущей КВД, - по выражениям автономно-независимой графоаналитической обработки с той же таблицы N 3 c последующей обработкой полученных данных согласно изобретению.

Необходимые конечные и промежуточные рабочие выражения вышеприведенных обработок для удобства ими пользования сведены в ориентирую таблицу N 3.

После решения вопроса о привязочном дебите останавливают скважину на исследование согласно изобретению и снимают восстановление забойного давления во времени с начала остановки с замером времени в мин, а давления в МПа или в кгс/см² с достижением текущего пластового давления P_{пл. 2}.

Получение при текущих исследованиях данные оформляют в виде табл. N 1.

Данные, полученные при предыдущих исследованиях, также оформляют в виде аналогичной табл. N 2.

Затем полученные в предыдущие и текущие исследования данные совместно графоаналитически обрабатывают. Обработка заключается в следующем.

При P_{пл. 1, 2} = const, на одной фигуре, в одинаковом масштабе по данным восстановления P_заб. во времени (T) строят предыдущую (P_{заб. 1} от T) и текущую (P_{заб. 2} от T) КВД в координатах P (в МПа или кгс/см²) - T (мин) с нанесением, соответственно, конечных точек, отвечающих P_{пл. 1}, P _{пл. 2}, а при P_{пл. 1, 2} ≠ const - и условную (P_{заб. усл.} от T) КВД, как кривую концентрично-соосно-ординатную КВД предыдущих исследований.

Проводят линию установившегося рабочего забойного давления, принятого за увязочное (P_{заб. n уст. 1} или P_{заб. nуст. 2}), т.е. ту линию, которая бы исходила с начальной точки (1 или 2) одной из фактических КВД, а другие КВД пересекали бы, образуя точки пересечения, которые условились обозначать для пересечения с КВД предыдущих исследований как точка 1 - с КВД текущих исследований, как точка 2 - с условной КВД, при P_{заб. n уст. 1}, как точка Y¹ и при P_{заб. n уст. 2} - как точка Y¹¹.

Для начальной точки, принято за привязочную (1 или 2), определяют аналитически по табл. 1, 2 или графически по КВД, а для неначальных точек пересечения (2, 1) определяют графически минутные приращения давлений, сначала для нескольких (3 - 5 или более) минут, а затем, минутные, соответственно, Δ P_{заб./мин. 1}, Δ P_{заб./мин. 2}, Δ P_{заб./мин.усл.'}, Δ P_{заб./мин.усл."} в МПа/мин или кгс/см²/мин.

При выборе за привязочную точки 1 с соответствующими ей привязочными дебитом Q_{н(ж)1 уст} и Δ P_{заб./мин. 1} и при P_{пл. 1, 2} ≠ const, для точек пересечения 2 и Y¹ дебиты рассчитывают по конкретным промежуточным рабочим выражениям (уравнениям, формулам) /16/ и /18/, приведенным в ориентирной таблице N 4, и они будут расчетными, соответственно, как Q_{н(ж) 2 расч.} и Q_{н(ж)усл.расч.'}.

При выборе за привязочную точки 2 с соответствующими ей привязочными дебитом Q_{н(ж) 2уст.} и Δ P_{заб./мин.2} и при P_{пл. 1, 2} ≠ const, для точек пересечения 1 и Y¹¹ дебиты рассчитывают по конкретным промежуточным рабочим выражениям (уравнениям, формулам) /17/ и /19/ той же таблицы N 4 и они будут расчетными, соответственно, как Q_{н(ж) 1расч.} и Q_{н(ж)усл.расч."}.

При P_{пл. 1, 2} = const, в случае аналогичных привязочных точек 1, 2, расчетные дебиты, соответственно Q_{н(ж) 2 расч.} и Q_{н(ж) 1расч.} определяют по тем же выражениям, соответственно, 16 и 17 той же табл. 4.

По замеренным или определенным установившимся дебитам Q_{н(ж) 1уст.} или Q_{н(ж) 2уст.} и по расчетным и условным расчетным дебитам, соответственно, Q_{н(ж) 2расч.} или Q_{н(ж) 1расч.} и Q_{н(ж)усл.расч.'} или Q_{н(ж)усл.расч."} в зависимости от конкретных руководящих или неполных условий, или полных наборов конкретных условий, охватывающих предыдущие и текущие исследования скважин, по соответствующим выражениям, сведенным для удобства ими пользования в ориентирную таблицу N 4, или непосредственно интерпретацией увязанными установившимися, расчетными и условными расчетными дебитами или интерпретацией этих дебитов предварительно преобразованных соответствующими обработками определяют все перечисленные в задаче изобретения искомые параметры в нижеследующей последовательности.

После проведения текущих исследований устанавливают условие P_{пл. 1, 2} = const или ≠ const.

Имея условия Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.} или Q_{н(ж)2 уст.}, которые являются руководящими условиями для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж) ув.} (или ∓Δ Q_{н(ж)ув.общ.}), по соответствующим выражениям ориентирной таблицы N 4 определяют этот параметр для всех возможных шестнадцати вариантов полных наборов условий.

А имея условия Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж) уст.} или Q_{н(ж)2уст.} и P_{пл. 1, 2} = const или ≠ const, точнее P_{пл. 1, 2}≠ const, которые являются руководящими условиями для определения параметра ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}, по соответствующим выражениям ориентирной таблицы N 4 определяют этот параметр для тех возможных из шестнадцати вариантов полных наборов условий, в которых P_{пл. 1, 2} ≠ const.

Затем по установленным конкретным условиям
Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.} или Q_{н(ж)2 уст.},
P_{пл. 1, 2} = const или ≠ const,
μ_н(ж)1,2 = const или ≠ const,
подбирают вариант полного набора конкретных условий с ориентирной таблицы N 4, по выражениям которого можно определить K_отн. и K₂, при наличии K₁.

При этом, если μ_н(ж)1,2 = const, то, в зависимости от того Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.} или Q_{н(ж)2уст.} P_{пл. 1, 2} = const или ≠ const, подбирают с ориентирной таблицы N 4 походящий вариант с вариантов /1/9-12/, по выражениям которого определяют K_отн. и K₂ при наличии K₁, и т.о., определяют условия K_{1, 2} ПЗП = const или ≠ const. А если μ_н(ж)1,2≠ const, то, в зависимости от того Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1 уст.} или Q_{н(ж)2уст.} P_{пл. 1, 2} = const или ≠ const, подбирают из этой же таблицы подходящий вариант с вариантов /1/13-16/, по выражениям которого соответствующий увязанный дебит, относящийся к текущим исследованиям, первоначально преобразовывают по совместно-одноуравнительно-преобразовательной обработке, а затем определяют K_отн. и K₂, при наличии K₁ и, т.о., определяют условия K_{1, 2} ПЗП = const или ≠ const.

Установив полный набор конкретных условий, охватывающих предыдущие и текущие исследования скважины, определяют конкретный вариант ориентирной таблицы N 4, к которому можно отнести данные исследования и, следовательно, установить, какие параметры отсутствуют, а какие присутствуют и, следовательно, подлежат определению.

Затем, если данные исследования относятся к одному из вариантов с менее сложными условиями исследования скважин (варианты 1/1-12), по выражениям выбранного варианта устанавливают отсутствие или наличие и, следовательно, определяют недостающие параметры ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж),∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}K.
Если данные исследования относятся к одному из вариантов с более сложными условиями, охватывающими предыдущие и текущие исследования скважины, варианты 1/13-16 этой же таблицы, то по соответствующим выражениям выбранного варианта условий, представляющим собой интерпретацию парами с соответствующих непосредственно увязанных дебитов, относящихся к предыдущим исследованиям и увязанных и обработанных совместно-одноуравнительно-преобразовательной обработкой относящихся к текущим исследованиям дебитов, определяют эти же недостающие параметры.

Затем определяют, при необходимости, параметр ∓ΔV_{н(ж)ув.изм.}ρ_н(ж).

Для этого, по руководящим условиям этого параметра, взятым с полного набора конкретных условий данных исследований, при дополнительном условии, что const, устанавливают, и к какой из четырех групп, охватывающих все шестнадцать возможных вариантов полных наборов конкретных условий, относятся данные исследования и по соответствующим выбранной группе выражениям в той же таблице, представляющим собой интерпретацию парами из соответствующих непосредственно увязанных дебитов, относящихся к предыдущим исследованиям и используемым как таковые и этих же дебитов, используемых взамен увязанных и обработанных совместно-двухуравнительно-условно-преобразовательной обработкой дебитов, определяют параметр ∓ΔV_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) .

Затем, после определения по изобретению K₂ ПЗП или после установления, что K₂ = K₁, одинаково для всех шестнадцати вариантов условий, по соответствующим выражениям той же таблицы, в порядке, противоположном прототипу, где сначала определяли (K·h)/μ_н(ж), затем Kμ_н, и только затем K ПЗП и K, зависящие от K₂ (или K₁, при K₂ = K₁) эти же параметры, путем непосредственных математических действий с ранее определенными значениями параметров K₂ (или K₁= K₂/μ_н(ж)2, определяют сначала K₂/μ_н(ж)2, затем (K₂·h)/μ_н(ж)2, затем K.

Т. о. , содержание изобретения для доходчивого его восприятия излагают в одном порядке, а используют его в несколько ином порядке.

Осуществление способа в частных случаях
Имеем безводную нефтяную скважину, эксплуатируемую ЭЦН - 5-130-600 при следующих условиях: глубина скважины L = 1300 м; пластовое давление 9,7 МПа; внутренний диаметр эксплуатационной колонны D_эк= 0,13 м; глубина спуска установки H_н= 1150 м; эффективная толщина пласта 7,5 м; плотность дегазированной нефти при стандартных условиях ρ_нд. = 865 кг/м³; объемный коэффициент нефти при пластовой температуре b_н=1,18; вязкость нефти в пластовых условиях μ_нп. = 2,1 МПа·с; коэффициент пористости m = 0,27; скважина работала с дебитов 112 т/сут. с забойным давлением 6,3 МПа, что выше давления насыщения.

На скважине проводились предыдущие исследования известным методом при нестационарном режиме фильтрации (методом снятия забойной КВД) с достижением пластового давления P_пл.1, составившим 9,7 МПа.

Установленными на забое скважины измерительными элементами, позволяющими получать информацию о забойных давлениях и температуре /см.[3] с. 6-7/, или другими известными способами были сняты показания восстановления забойного давления в МПа во времени в секундах (c) (сняли забойную КВД).

Полученные данные были оформлены согласно известной методики в виде нижеследующей таблицы.

Данные восстановления забойного давления приведены в табл. 5.

Полученные данные были обработаны по известной методике, изложенной в ([2] с. 104 - 107).

По данным табл. N 5 была построена кривая восстановления забойного давления в координатах Δ P_заб. (в МПа) - lnt (безразмерная) (см. фиг.1).

Для определения объемного секундного дебита был определен объемный суточный дебит, который составил:
.

Был определен объемный секундный дебит скважины:
.

Из фиг. 1, экстраполируя прямолинейный участок зависимости Δ P_заб. = f/lnt/ до пересечения с осью ординат, был определен коэффициент A = 1,53.

Был определен угловой коэффициент B посредством использования точек 1 и 2;
.

Используя выражение
.

/4.29/ [2]
был вычислен коэффициент гидропроводности:
.

Был вычислен коэффициент подвижности нефти:
.

Была рассчитана проницаемость ПЗП:
.

Используя формулу (выражение)
K = K/[μ_н/m·β_ж+β_п/], /4.30/ .

Был определен коэффициент пьезопроводности K, принимая, что коэффициент сжимаемости жидкости β_ж = 1,2·10^-9 1/Па и коэффициент сжимаемости горной породы β_п =1,5·10¹⁰1/Па.

K = 0,1892·10^-12/2,1·10^-3 (0,27·1,2·10^-9 + 1,5·10^-10)=0,19 м²/с.

Таким образом, в результате интерпретации кривой восстановления забойного давления были рассчитаны все возможные для известной методики параметры.

Спустя год пластовое давление на скважине упало до 9,0 МПа, плотность дегазированной нефти увеличилась до 875 кг/м³, вязкость нефти в пластовых условиях увеличилась до 2,6 МПа·с, рабочее забойное давление упало до 6,1 МПа, дебит по скважине по визуальным наблюдениям снизился, но по организационно-техническим причинам не замерялся. В течение года на скважине неоднократно проводились обработки ПЗП растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ). Проницаемость ПЗП на протяжении года не определялась. Скважину поставили на исследование согласно изобретению.

Для получения текущей информации по известным и неизвестным до этого параметрам, согласно изобретению производят следующее.

Установленными на забое скважины измерительными элементами, позволяющими получать информацию о забойных давлении и температуре (см.[3] с. 6, 7), и другими известными способами замеряли установившееся рабочее забойное давление P_{заб.nуст.2}, которое составило 6,1 МПа. Замерять установившийся дебит скважины не предоставлялась возможность по организационно-техническим причинам, что обусловило взять установившийся дебит предыдущих исследований за привязочный.

Остановили скважину и сняли показания восстановления забойного давления (МПа) во времени (мин) (т.е. сняли забойную КВД).

Полученные данные оформили согласно предлагаемому изобретению в виде табл. 6.

Также, согласно изобретению, переоформляют данные и предыдущих исследований в виде табл. 7.

Затем по полученным данным на одной фигуре (см. фиг. 4) строят КВД предыдущих и текущих исследований, соответственно, P_{заб. 1} от T и P_{заб. 2} от T с обозначением пластовых давлений, соответственно, P_пл.1 и P_пл.2.

Затем, поскольку P_пл.2 < P_пл.1, строят условную КВД P_{заб.2усл.} от T как концентрично-соосно-ординатную КВД предыдущих исследований.

Затем проводят изолинию установившегося забойного давления предыдущих исследований P_{заб. nуст. 1}, поскольку она (изолиния) сечет все КВД. Тогда это давление, согласно вышеизложенному, будет увязочным, а соответствующий ему дебит Q_{н 1 уст.} будет привязочным.

Точку, лежащую на оси ординат (оси P) и являющуюся начальной для КВД P_{заб. 1} от T и линии P_{заб. nуст. 1}, согласно вышеизложенному, обозначают как точка 1. Точки пересечения линии P_{заб. nуст. 1} с КВД P_{заб. 2} от T и с условной КВД обозначают, соответственно, как точки 2 и Y¹ (т.е., условная¹).

По построенным на фиг. 4 КВД определяют графически для указанных точек приращения давлений, сначала для отрезков времени в 10 мин, а затем аналитически определяют минутные приращения. Для точек 1, 2, Y¹ приращения составили:
Δ P_{заб./мин1} = 0,512 МПа/10 мин = 0,0512 МПа/мин
Δ P_{заб./мин2} = 0,375 МПа/10 мин = 0,0375 МПа/мин
Δ P_{заб./минY1} = 0,425 МПа/10 мин = 0,0425 МПа/мин.

Для удобства дальнейшей обработки полученных данных и возможности пользоваться ориентирной табл. 4 определяют вариант, к которому относится данный конкретный пример, в котором имеем:
1) Q_{н прив.} - Q_{н 1 уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const,
3) μ_н1,2≠ const,
4) K_{1, 2} = или ≠ const, принимают, что K_{1, 2} ≠ const.

Согласно изложенному в примерах осуществления способа, при μ_н(ж)1,2≠ const, по ориентирной таблицы N 4 подбирают подходящий вариант вариантов / 1/13-16 /. Это будет вариант / 1/15 /.

Тогда по конкретному промежуточному рабочему выражению ориентирной табл. N 4:
,
находят Q_{н 2 расч.}:
.

По конкретному промежуточному рабочему выражению табл. N 4:
,
находят Q_{н усл.расч.'}
.

Тогда, по соответствующему, руководящему (или неполному) конкретному условию данных исследований:
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1 уст.},
выражению табл. 4
∓Δ Q_{н(ж)ув.общ.} =± Q_{н(ж)1уст.прив.} ∓ Q_{н(ж)2 расч.} /20/,
определяют этот параметр:
∓Δ Q_{н(ж)ув.общ.} = (112 - 82,031) т/сут. = -29,969 т/сут.

А, по соответствующим руководящим (или неполным) конкретным условиям данных исследований:
1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.},
2) P_{пл. 1, 2} ≠ const,
выражению табл. 4:
∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.} = ±Q_{н(ж) 1уст.прив.} ∓ Q_{н(ж)усл.расч.'} /22/,
определяют этот параметр:
∓Δ Q_{н изм.Pпл.} = 112 - 92,968) = -19,032 т/сут.

Затем, по выражению табл. 4:
Q_{н(ж)2 расч.перепр.} к .

Находят Q_{н(ж)2 расч.перепр.} к μ_н1 :
,
а по выражению табл. 4:

определяют K_отн.:

и по выражению табл. 4:
,
определяют K₂:
K₂ = 189,2 · 1,092 = 206,6 Mg.

Потому, что K_отн. > 1, т.е. равно 1,092, и что K₂ > K₁, т.е. 206,6 > 189,2, устанавливают неизвестное до этого условие: K_{1, 2} ПЗП ≠ const.

Имея полный набор конкретных условий, охватывающих предыдущие и эти текущие исследования скважин, по табл. 4 уточняют вариант полного набора конкретных условий, к которому относятся данные исследования. Это вариант / 1/15 /.

Согласно табл. 4, по выражениям этого варианта полного набора конкретных условий определяют уже определенные параметры K_отн., K₂ и еще не определенные параметры ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K и ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) , это помимо ранее определенных, по руководящим (или неполным) условиям, параметров
∓Δ Q_{н(ж)ув.общ.} и ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.}.

Тогда, по выражению табл. 4:
∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K = ± Q_{н(ж)усл.расч.'} ∓ Q_{н(ж)2 расч. перепр.} к μ_н(ж)1 /67/,
определяют Δ Q_{н ув.изм.} K:
+ΔQ Q_{н ув.изм.} K = -92,968 + 101,562 = +8,594 т/сут.

Затем, по выражению табл. 4:
Q_{н(ж)2расч.перепр.} к
определяют Q_{н2расч.перепр.} к K₁:
Q_{н2расч.перепр.} к ,
а по выражению табл. 4:
,
определяют ΔQ_{н ув.изм.}μ_н:
ΔQ_{н изм.}μ_н = 92,967 - 75,122 = -17,846 т/сут.

Затем, по найденной K₂ ПЗП по выражению табл. 4:
(K₂/μ_н(ж)2) = (K₂/μ_н(ж)2), /84/,
определяют текущий коэффициент подвижности нефти:
K₂ / μ_н(ж)2 = 206,6 · 10^-15 м²/2,6 · 10^-3 (Па·с) = 7,9461 · 10^-11 м²//Па·с/
По выражению табл. 4:
(K₂/μ_н(ж)2) = (K₂/μ _н(ж)2) ,
определяют текущий коэффициент гидропроводности:
/K₂ · h/ / μ_н(ж)2 = 7,9461 · 10^-11 м² //Па·с. · 7,5 м = 5,9595 · 10^-10 м³/ /Па·с/.

По выражению табл. 4:
K = k₂ / [μ_н(ж)2(mβ_ж+β_n)] , [2/4, 30/]¹
определяют текущий коэффициент пьезопроводности, принимая, что коэффициент сжимаемости жидкости β_ж = 1,2 · 10^-9 1/Па и коэффициент сжимаемости горной породы β_n = 1,5 · 10^-10 1/Па:
K = 206,6 · 10^-15 м²/ [2,6 · 10^-3/0,27 · 1,2 · 10^-9 + 1,5 · 10^-10/] = 0,1676 м²/с.

Затем, при возникновении интереса или необходимости, по выражению табл. 4:

определяют приращение объемного дебита нефти от измерения ее плотности :

Т. о. , на конкретном примере (в частном случае) согласно изобретению определяли все перечисленные в задаче изобретения неизвестные (неупотребляемые) ранее и известные (употребляемые) ранее текущие параметры увязанных дебитов (или производительностей), ПЗП и флюида.

Промышленная применимость заявленного многонаправленного технического решения обусловливается его практичностью и информативностью, проявляющейся в обеспечении возможности решать вопросы определения установившихся неувязанных дебитов без замера их по известному способу, т.е. без замера жидкостным расходометром или замерной емкостью; вопросы выяснения ухудшения или улучшения работоспособности скважины посредством нового параметра скважины, такого как увязанные дебиты или увязанные производительности, получаемые путем фактической увязки дебитов предыдущих и текущих исследований скважин; вопросы определения новых параметров, дающих дополнительную информацию по совместно-графически увязанным дебитам, таких как общие ∓Δ Q_{н(ж)ув.общ.} и отельные приращения увязанных дебитов:
∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.Pпл.} , ∓Δ Q_{н(ж)ув.изм.} K,
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж), ,
что вместе взятое позволяет значительно глубже знать геологическое состояние скважины, а, следовательно, значительно эффективнее эксплуатировать нефтяные (жидкостные) скважины, принося нефтепромысловой и жидкостнодобывающим отраслям и в целом хозяйству страны существенный экономический эффект, не неся при этом дополнительных затратах по внедрению изобретения.

Формула изобретения

Способ исследования нефтяных (жидкостных) скважин, эксплуатируемых при динамическом уровне, по нестационарному режиму фильтрации, включающий замер установившихся при работе скважины дебита Q_{н(ж)1уст} и рабочего забойного давления P_{заб1уст}, остановку скважины и снятие кривой восстановления забойного давления P_{заб/мин} во времени с достижением пластового давления P_пл. и графоаналитическую обработку полученных данных с определением коэффициента гидропроводности (k·h)/μ_н, коэффициента подвижности нефти k/μ_н, проницаемости призабойной зоны пласта k и коэффициента пьезопроводности K, отличающийся тем, что при условии неизменности конструкции скважины и подземного оборудования в интервале забой - статический уровень производят повторные текущие исследования скважины и сопоставляют их с предыдущими исследованиями, при этом фактический замер установившихся перед остановкой скважины дебитов производят при необходимости с помощью расходомера или при условии отсутствия замеров и построенной кривой восстановления забойного давления и наличии таблиц восстановления забойного давления во времени определяют по автономно независимой аналитической обработке с аналитическим определением минутного приращения забойного давления ΔP_{заб/мин} в остановленной скважине в предыдущее и текущее исследования по следующей зависимости

с использованием конкретных промежуточных рабочих выражений


S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв} = S_{вн.скв.ст.ср. взв.} - S_{тела гл.обор.ст.ср.взв.},

при тех же условиях, но с наличием построенных кривых восстановления давления - по автономно независимой графоаналитической обработке с графическим определением ΔP_{заб/мин} по той же зависимости, а при наличии замера установившегося дебита в предыдущем Q_{н(ж)1 уст} или текущем Q_{н(ж)2 уст} исследованиях и таблиц восстановления забойного давления во времени в обоих исследованиях и отсутствии построенных кривых восстановления давления определяют необходимый неизвестный установившийся дебит Q_{н(ж)2 уст} или Q_{н(ж)1 уст} по автономно зависимой аналитической обработке с аналитическим определением ΔP_{заб/мин} по следующей зависимости:

и при тех же условиях, но с наличием построенных кривых восстановления давления - по автономно зависимой графоаналитической обработке с графическим определением ΔP_{заб/мин} по той же зависимости,
где Q_{н(ж)1,2 уст.незав} - установившийся перед остановкой скважины неувязанный дебит, определенный по автономно независимой аналитической или графоаналитической обработке в предыдущее или текущее исследования;
S_{вн.скв.ст.ср.взв} - средневзвешенное внутреннее сечение скважины в интервале глубин забой - статический уровень, м²;
S_{вн.скв.акт.ст.ср.взв} - активное средневзвешенное внутреннее сечение скважины в интервале глубин забой - статический уровень, м²;
S_{тела гл.обор.ст.ср.взв} - средневзвешенное сечение тела глубинного оборудования в интервале глубин забой - статический уровень, м²;
ΔQ_{н(ж)/мин 1,2} - минутное приращение массового дебита нефти (жидкости) в предыдущие и текущие исследования, кг;
Q_{н(ж)1,2 уст.завис} - установившийся перед остановкой скважины неувязанный массовый дебит, определенный по автономно зависимым аналитической или графоаналитической обработкам, кг или т/сут;
затем на примере фактической увязки фактических установившихся массовых дебитов предыдущего и текущего исследований, осуществляемых фактическим выведением скважины на одинаковые установившиеся забойные давления, и определения общих приращений этих дебитов, зависимых от изменения общего геологического состояния скважины между исследованиями, по зависимости

осуществляют совместно графическую увязку установившихся расчетных и условных расчетных дебитов предыдущих и текущих исследований и совместно графически увязанные расчетные и условно-расчетные дебиты в случае независимого их определения в порядке исключения определяют соответственно по выражениям

а в случае преимущественно зависимого их определения в зависимости от конкретных руководящих условий определяют соответственно согласно выражениям
при Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1 уст.}

при Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2 уст.}

при P_пл.1,2 ≠ const и Q_{н(ж)прив} - Q_{н(ж)1уст}

при P_пл.1,2 ≠ const и Q_{н(ж)прив} - Q_{н(ж)2уст}

и общие приращения совместно графически увязанных (установившихся и расчетных массовых дебитов) предыдущих и текущих исследований ∓ΔQ_н(ж)ув , зависящие от изменения общего геологического состояния скважины между исследованиями, в зависимости от конкретных руководящих условий определяют согласно выражениям
при Q_{н(ж)прив} - Q_{н(ж)1 уст}
∓ΔQ_н(ж)ув= ±Q_{н(ж)1уст.прив}∓Q_{н(ж) 2расч} ,
и при Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2 уст.}
∓ΔQ_н(ж)ув= ±ΔQ_{н(ж)1расч}∓ΔQ_{н(ж)2уст.прив} ,
а отдельные приращения этих же дебитов от изменения пластового давления ∓ΔQ_{н(ж)ув.изм} P_пл в зависимости от конкретных руководящих условий определяют согласно выражениям
при Q_{н(ж)прив} - Q_{н(ж)1 уст} и P_пл.1,2 ≠ const

при Q_{н(ж)прив} - Q_{н(ж)2 уст} и P_пл.1,2 ≠ const

затем теоретически определяют количество всех возможных вариантов полных наборов конкретных условий по формуле
Bapⁿ_m=m˙m^n-1
и при наличии конкретных условий, охватывающих предыдущие и текущие исследования скважин и включающих четыре пары соотношений из привязочных дебитов, параметров пласта, призабойной зоны пласта и флюида (или элементов условий n = 4), имеющих по две разновидности (m = 2), такие, как

количество вариантов принимают равным Вар⁴₂ = 2 · 2^4-2 = 16, после чего для отдельных вариантов с полным набором конкретных условий устанавливают отсутствие или присутствие параметров

и определяют присутствующие параметры по следующим выражениям в вариантах



параметры

отсутствуют, K_отн = 1, K₂ = K₁,
в вариантах
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж)
присутствующий параметр

определяют согласно выражению
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}K
K_отн = 1 и K₂ = K₁,
параметр

отсутствует,
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж)
присутствующий параметр

определяют согласно выражению
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}K
параметр

отсутствует,
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж)
присутствующий параметр

определяют согласно выражению
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}K
параметр

отсутствует
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж)
присутствующий параметр

определяют согласно выражению
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}K
параметр

отсутствует
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}K,K_отн.,K₂,
присутствующие параметры

определяют соответственно согласно выражениям:
∓Q_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж)
параметр

отсутствует;

эти же параметры определяют соответственно согласно выражениям

эти же параметры определяют соответственно согласно выражениям

эти же параметры определяют соответственно согласно выражениям

присутствующие параметры

определяют соответственно согласно выражениям

с использованием выражений

с использованием выражения

эти же параметры определяют соответственно согласно выражениям


с использованием выражений

с использованием выражения

эти же параметры определяют соответственно согласно выражениям

с использованием выражения
Q_{н(ж)2расч.перепр.}к μ_н(ж)1ʹ
из варианта

с использованием выражения Q_{н(ж)2расч.перепр.} к K₁ из варианта (1/13);

эти же параметры определяют соответственно согласно выражениям

с использованием выражения Q_{н(ж)2уст.прив.перепр.}к μ_н(ж)1, из варианта (1/14),

с использованием выражения Q_{н(ж)2 уст.прив.перепр.} к K₁ из варианта (1/14);
и параметр

в зависимости от конкретных руководящих условий, встречающихся в соответствующих вариантах полных наборов конкретных условий, при наличии дополнительного условия, что

определяют согласно следующим выражениям:
при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1уст.}, имеющихся в вариантах (1/1, 5, 9, 13)
2) P_пл.1,2 = const;

при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2уст.}, имеющихся в вариантах (1 / 2, 6, 10, 14)
2) P_пл.1,2 = const;

при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)1 уст.} , имеющихся в вариантах (1 / 3, 7, 11, 15)
2) P_пл.1,2 ≠ const;

при 1) Q_{н(ж)прив.} - Q_{н(ж)2 уст.}, имеющихся в вариантах (1 / 4, 8, 12, 16);
2) P_пл.1,2 ≠ const;


и текущие параметры призабойной зоны пласта и флюида

определяют одинаково для всех вариантов соответственно согласно следующим выражениям

где Q_{н(ж)1,2 ув.уст.} - установившиеся увязанные фактически по определенному рабочему забойному давлению P_{раб.заб.уст.1,2} = const, массовые дебиты предыдущих и текущих исследований, кг/сут или т/сут;
∓ΔQ_{н(ж)ув.факт.}- - общие приращения фактически увязанных установившихся массовых дебитов от изменения общего геологического состояния скважины между предыдущим и текущим исследованиями, кг/сут или т/сут;
Q_{н(ж)1,2 уст.прив.} - установившиеся совместно графически увязанные массовые дебиты предыдущих или текущих исследований, выбранные за привязочные, кг/сут. или т/сут;
Q_{н(ж)1,2 расч.} - совместно графически увязанные с установившимися расчетные массовые дебиты предыдущего или текущего исследований, кг/сут в случае независимого, в порядке исключения, их определения, и т/сут в случае преимущественно зависимого их определения;
Q_{н(ж)усл.расч'} и Q_{н(ж)усл.расч''} - условные расчетные дебиты, совместно графически увязанные с установившимися дебитами соответственно предыдущих и текущих исследований, кг/сут, в случае независимого, в порядке исключения, их определения, и в т/сут в случае зависимого преимущественно их определения;
∓ΔQ_н(ж)ув. - общие приращения совместно графически увязанных установившихся и расчетных массовых дебитов предыдущих и текущих исследований, отражающие неравенство этих дебитов от изменения общего геологического состояния скважины между этими исследованиями;
P_пл.1,2 - пластовое давление в текущее и предыдущее исследования, МПа (кгс/см²);
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}P_пл.- приращения этих же дебитов от изменения P_пл. между исследованиями кг/сут или т/сут:
Вар - количество вариантов;
μ_н(ж) - вязкость нефти (жидкости), МПа · с;
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}μ_н(ж) - приращения этих же дебитов от изменения μ_н(ж) между исследованиями, кг/сут или т/сут;
K_1,2 - проницаемость призабойной зоны пласта в предыдущее и текущее исследования или предыдущая и текущая проницаемость Д, Мд (10^-12 м², 10^-15 м²);
∓ΔQ_{н(ж)ув.изм.}K - приращение этих же дебитов от изменения K ПЗП между исследованиями, кг/сут. или т/сут;
K_отн. - относительная проницаемость призабойной зоны пласта, представляющая собой отношение K₂ / K₁, безр.;
Q_{н(ж)2 расч.перепр.} к μ_н(ж)1 - расчетный дебит текущего исследования, который бы был не при μ_н(ж)2, а при μ_н(ж)1, кг/сут или т/сут;
Q_{н(ж)2 расч.перепр.} к K₁ - расчетный дебит текущего исследования, который бы был не при K₂, а при K₁ ПЗП, кг/сут или т/сут;
Q_{н(ж)2уст.прив.перепр.} к μ_н(ж)1 - установившийся дебит текущего исследования, выбранный за привязочный, который бы был не при μ_н(ж)2, а при μ_н(ж)1, кг/сут или т/сут;
Q_{н(ж)2уст.прив.перепр.}, к K₁ - установившийся дебит текущего исследования, выбранный за привязочный, который бы был не при K₂, а при K₁, кг/сут или т/сут;
средняя плотность нефти (жидкости) в остановленной скважине, кг/м³;
приращения совместно графически увязанных установившихся и расчетных объемных дебитов между предыдущим и текущим исследованиями, м³/сут;
K₂/μ_н(ж)2 - текущий коэффициент подвижности нефти (жидксти), 10^-11м² (Па · c);
текущий коэффициент гидропроводности нефти (жидкости), 10^-10 м³ (Па · с);
h - эффективная мощность работающего интервала, м;
K - текущий коэффициент пьезопроводности, м²/с;
m - пористость, доли единицы;
β_ж - коэффициент сжимаемости жидкости 1,2 · 10^-9 Па^-1;
β_п - коэффициент сжимаемости породы 1,5 · 10^-11 Па^-1.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7