Методы изучения месторождений подземных промышленных вод

Учитывая сказанное, можно записать следующее выражение для определения забойного давления в процессе работы скважины

Pэаб=Pизб+HYср/100, (33)

где Yсp = (Yдин + Yпл)/2; P3аб -- текущее забойное давление; Ризб -- текущее избыточное (устьевое) давление; удин -- плотность воды на устье изливающей скважины в момент определения забойного давления.

Отсюда выражение для определения понижения забойного давления АРзаб через величину устьевой депрессии АРизб можно получить, вычтя выражение (33) из (32):

(34)

Из выражения (34) видно, что при определенных условиях -- высокой проницаемости пород, больших величинах Н и разности Тст -- Тдин -- депрессия устьевого давления может оказаться отрицательной и скважина, статический уровень которой был ниже поверхности земли, после возбуждения может фонтанировать. Это явление было названо Э. Б. Чекалюком «термолифтом».

Понижение напора (м), приведенное к пластовым условиям 5ПЛ, выражается следующим образом:

(35)

В случае отсутствия самоизлива понижение напора в пластовых условиях определяется по следующей формуле:

(36)

где Я0 -- столб воды в скважине в статических условиях; Я1 -- то же при работе скважины.

Преобразуя выражение (35) с учетом зависимостей (32) и (33), получим

(37)

Учитывая, что упл и 7ДИН мало отличаются по значениям, так как очень близки температуры, можно с точностью до 1 % принять

(38)

где 5 уст -- понижение уровня, замеренное на устье скважины.

Формулы (37) и (38) позволяют определить понижение забойного давления или напора по результатам замеров на устье скважин независимо от того, установился температурный режим в ней или нет.

В табл. 25 приведены значения дополнительной величины понижения гидростатического напора

по сравнению с S ус-; для условий Тюменского месторождения подземных вод. Во многих случаях эти величины (AS,, SyCT) оказываются не только соизмеримыми, но и весьма близкими между собой. Поэтому ошибки в определении параметров по формулам установившегося движения могут быть очень велики (табл. 26).

Таблица 25 Расчетные величины поправок к понижению уровня

Таблица 26 Результаты расчета коэффициента фильтрации (м/сут) по скважинам Тобольского района Тюменской области

С учетом всех поправок в общем виде величина понижения давления и уровня воды в скважине может быть выражена следующим образом:

(39)

(40)

При откачке с постоянным дебитом величины Sп.н. и 2nkm/Q*ln r'c/r0 являются константами. Следовательно, приращение понижения, которое и используется при оценке параметров, выразится так:

ДSпл=Sуст+Sг+ДSt0, (41)

где ДSг = SГ2 -- SГ1; ДSt0 = S't2 -- S't1; SГ1 и SГ2 -- поправки к понижению за счет выделяющегося газа при давлениях на устье; S't2 и S't1 -- температурные поправки к понижению при устьевых температурах t2 и t1.

При стабилизации температуры на устье исчезает и соответствующий член формул (39) и (40).

Из приведенных выражений следует, что если пластовая вода содержит растворенный газ, то темп снижения устьевого давления по сравнению с забойным будет существенно замедленным. Если не учитывать это явление, то значения водопроводимости окажутся завышенными. Остальные дополнительные члены формул (39) и (40) существенного влияния на этот показатель не имеют, однако их следует учитывать при расчетах коэффициента пьезопроводности и приведенного радиуса, вводя соответствующие поправки.

Описанные явления, а также индивидуальные конструктивные особенности и техническое состояние каждой глубокой скважины значительно затрудняют чтение графиков изменения пластовой депрессии, построенных по результатам измерения устьевых давлений. В некоторых случаях форма графиков АSуст=f(t) настолько сложна, что не позволяет с уверенностью выбрать участок, характеризующий падение пластового давления, вызванное работой скважины.

Надежным критерием для определения правильности найденной величины водопроводимости является соответствие ее начальному удельному дебиту. Как известно, величина водопроводимости связана прямой зависимостью с удельным дебитом гидродинамически совершенной скважины. Однако выше указывалось, что степень несовершенства скважин определяется, с одной стороны, конструкцией и положением фильтра относительно эксплуатируемого пласта, с другой -- состоянием прифильтровой зоны. В связи С этим целесообразно использовать зависимость водопроводимости от удельных дебитов по тем скважинам, по которым определение этих величин не вызывает затруднений. При этом в качестве удельного дебита следует использовать не фактический удельный дебит, а приведенный к условиях эквивалентной совершенной скважины с учетом всех указанных выше поправок.

Согласно уравнению Дюпюи,

km = 0,366q lg(rK/rc). (42)

Это же уравнение для эквивалентной по дебиту совершенной скважины запишется в виде

km = 0,366q lg(rк/rc'), 43)

где rк -- приведенный радиус влияния, который рассчитывается ар формуле (9).

Выражение для приведенного удельного дебита получим делением зависимости (42) на (43):

где q -- фактический удельный дебит скважины на время t от начала откачки с учетом поправок на газ, температуру и потери напора в трубах; q0 -- приведенный удельный дебит; r'с -- приведенный радиус эквивалентной совершенной скважины.