Исследование скважин по квд москва «наука» 1998 ббк6530413 Ш15

Теоретической основой ГДИС является решение прямых и обратных задач подземной гидромеханики, которые относятся к классу краевых задач математической физики. Соотношение прямой и обратной задачи в приложении к ГДИС можно представить в виде следующей схемы (рис. 1.6).

В прямой задаче исходное дифференциальное уравнение описывает процесс фильтрации в наиболее общей форме для определенной МПФС. Например, уравнение (1)-(1.1) дается для простейшей модели упругого режима. Базисная модель пласта показана на рис. 1.2. Пространственная, геометрическая характеристика МПФС включает положение и форму границ пласта (радиус скважины, расстояние до границ пласта или зон с различными параметрами, положение кровли и подошвы пласта, а также какова пространственная ориентация скважины: горизонтальная или наклонная и т.д.) - см. рис. 1.6. Здесь известны или заданы параметры пласта, скважин и флюидов (kh/|A, ее. К, Гспр, S...), начальные и граничные условия (внутренние и на внешней границе, см. на рис. 1.2).

Эти аналитические решения (в виде формул или в другой форме, например, графической) прямой задачи называются модельными решениями, они связывают давле­ние, дебит, параметры пласта и время.

Вид этих аналитических расчетных формул или их графических представлений, степень их сложности и трудоемкость расчетов по ним зависят от типа математической МПФС, которой аппроксимируется сложный по гео­логическому строению и неоднородный по параметрам реальный пласт.

Многообразие реальных геолого-промысловых условий процессов фильтрации при разработке месторождений может представляться многочисленными МПФС и соответствующими логико-математическими моделями, объединенными в банк (каталог) модельных решений, банк интерпретационных МПФС. Причем каждая из МПФС характеризуется своим отличительным - диагностическим признаком (ДП).

Теоретические базисные МПФС (см. рис. 1.2), используемые при обработке данных ГДИС, при системном подходе включают в себя три элемента системы - базисную модель пласта, внутренние граничные условия и внешние граничные условия.

Базисная модель пласта зависит от типа и режима пласта, характеризуется основным дифференциальным уравнением. Множество базисных моделей могут быть однородными и неоднородными по параметрам. Так, к числу однородных относится уравнение линейной теории упругого режима фильтрации (1.1) -(1.10).

Неоднородные по параметрам типы пластов представляются :

• пластами с двойной пористостью и проницаемостью (трещиновато-пористые, например),

• слоистые пласты без перетоков между слоями,

• многослойные пласты с перетоками между пропластками,

•сложно построенные пласты с проявлением выше перечисленных элементов неоднородности.

Режим пласта (упругий, растворенного газа, газонапорный и др.) характеризует натуру фильтрующихся флюидов, уравнения состояния флюидов и пористой среды (однофазная или многофазная фильтрация, ньютоновские или аномально вязкие жидкости, линейно-упругий или нелинейно-упругий, пластический режим фильтрации и др.).

Внутренние граничные условия (на забое, на стенке скважины).

1. Скважина работает на установившемся режиме, с постоянным дебитом и, если фильтрация происходит по закону Дарси,

или 36

2. Скважина закрыта (отключена, не работает), q=0:

3. Скважина работает с постоянным давлением на забое:

4. Скважина работает с заданным переменным забойным давлением:

5. Скважина работает с переменным дебитом на забое:

Имеются и другие возможные внутренние граничные условия, которые отражают обстановку на стенке скважины и учитывают:

• Влияние ствола скважины, т.к. в большинстве случаев закрытие - открытие скважины производится на устье на поверхности. Между точкой регистрации забойного давления и устьем имеется некоторый объем ствола скважины (см. рис. 1.1). В промежуток между закрытием скважины на устье и прекращением потока на забое (т.е. через поверхность фильтрации пласта, вскрытого скважиной) пройдет некоторое время, в течение которого возможен приток (отток) жидкости в ствол скважины за счет сжатия там флюида, сегрегации фаз и других эффектов.

• Влияние скин-фактора S, характеризующего состояние призабойной зоны пласта, т.е. улучшены или ухудшены параметры пласта (например, kh/м) в ПЗП по сравнению с удаленной зоной пласта.

• Наличие трещин (естественных и искусственных, например за счет гидравлического разрыва пласта, и др.).

• Гидродинамическое несовершенство скважин по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта (частич­ное вскрытие пласта, тип забойного фильтра и плотность перфорации и др.).

• Другие эффекты (температурные, инерция столба жидкости и т.д.).

Как следствие возможно моделирование скважины и внутренних граничных условий, характеризующих не только традиционный плоскорадиальный фильтрационный поток, но и прямолинейно-параллельный поток (например, к линейному источнику), билинейный поток (к трещине), сферический и полусферический потоки, т.е. более сложные пространственные линии токов и траектории фильтрационных потоков (см. рис. 1.5).

Внешними граничными условиями (отражают условия на внешней границе пласта) могут быть поверхность, по которой пласт сообщается с областью питания (т.н. контуром питания), кровля и подошва пласта, сбросы и поверх­ности выклинивания непроницаемые или проницаемые (с т.н. перетоками).

Возможны следующие из краевых условий, соответствующие физическим геолого-промысловым условиям залежи:

1. Модель «бесконечного» пласта (бесконечный по простиранию пласт):

где r —> ω.

2. Модель «замкнутого, закрытого» пласта, когда внешняя граница непроницаема и на границе q==0:

или

где n - нормаль к границе (непроницаемому сбросу, кровле, подошве пласта).

3. Модель «открытого пласта» с постоянным перетоком через границу, на контуре питания. В случае, если фильтрация происходит по закону Дарси,

4. Модель открытого пласта с постоянным давлением на контуре питания, на внешней границе:

5. Переменный приток через границу (заданный, известный приток Rk):

Известны модели, отличающиеся геометрической формой внешней границы пласта. Это: модели кругового пласта, прямоугольной (квадратной) формы, пласты, ограниченные одной или системой сбросов с различным расположением скважины относительно границ пласта.

Итак, прямая задача подземной гидромеханики в приложении к ГДИС заключается в решении ряда краевых задач, в создании многочисленных вариантов теоретических интерпретационных МПФС, характеризующихся ДП. Многообразие комбинаций базисных моделей (с различными типами пластов, режимами и законами фильтрации -отличных от линейного закона Дарси ) с неодинаковыми начальными и граничными условиями приводит к большому числу возможных вариантов теоретических МПФС (со своими ДП), классифицированных в виде банка МПФС, и усложнению процедуры обработки, анализа и интерпретации данных ГДИС.

Таким образом, решение прямых задач подземной гидромеханики для линейной теории упругого режима фильтрации представляет собой решение краевых задач математической физики для уравнения (1), которое называют также уравнением типа теплопроводности (Фурье). При решении этих прямых задач используются широкоизвестные методы - разделения переменных (метод Фурье), автомодельные решения, приближенные методы (последовательной смены стационарных состояний, интегральных соотношений, усреднения и др.), методы малого параметра, эври­стические методы, функции Грина, операционное исчисление и др. [3-9, 23, 26,49,50,70-71].

При операционном методе используется преобразование Лапласа, когда получаемые функции (например, распределение давления на забое скважины во времени и в зависимости от параметров МПФС) - оригиналы - заменяются некоторыми другими функциями - изображениями, которые являются преобразованными изучаемых функций оригиналов. Решение дифференциального уравнения получают в изображениях, которые иногда представляются достаточно сложными формулами, и переход из изображений в оригиналы осуществляется с помощью формулы обращения и специальных таблиц.

Для удобства анализа полученного решения его часто представляют в виде теоретического графика. Для численного расчета этого теоретического графика иногда используют решение в изображениях Лапласа и специальный алгоритм, предложенный Stehfest в 1970 г. [264] для обращения изображения в реальное пространство [например, 117, 128, 131, 152, 168 и др.].

Если решение прямой задачи получено в безразмерной форме, то с помощью алгоритма Stehfest'a рассчитываются универсальные теоретические графики и палетки (type curves), используемые при анализе и интерпретации данных ГДИС.

Решению прямых задач подземной гидромеханики посвящены многочисленные работы и публикации отечественных и зарубежных исследователей, часть которых приведена в библиографии.

В этой задаче известные или заданные характеристики решают следующие положения: аналитические (или в иной форме, например графической, палеточной) выражения зависимостей, описывающие процесс фильтрации (изменения давления в любой точке пласта во времени, в частности КВД-КПД на забое скважин, и др.) для различных теоретических МПФС. Т.е. заданы (известны) результаты теоретического решения прямых задач для различных МПФС - соответствующие модельные решения, расчетные формулы МПФС. Или задан (известен) банк теоретических МПФС с соответствующими ДП (рис. 1.6, п. VI). Далее экспериментальные значения этих зависимостей процесса фильтрации (например, по данным промысловых наблюдений и исследований - замеры или регистрации во времени с помощью глубинных приборов изменения забойных давлений после пуска-остановок скважин КПД-КВД) в виде цифровых таблиц, графиков или записи информации в электронной памяти скважинного прибора или вторичного прибора на поверхности даются для последующей компьютерной обработки (рис. 1.6, п. VII). Искомой является та из возможных теоретических интерпретационных МПФС (из банка теоретических МПФС), которая наиболее полно и точно соответствует реакции (входному и выходному сигналам) реального пласта (например, КВД-КПД, снятых в скважине реального пласта). Отсюда находятся параметры пласта - комплексы kh/м, ае/г², S, тип пласта-коллектора, типы фильтрационных потоков, положения границ пласта и условия на этих границах и др. (см. «Номенклатуру основных символов...» и рис 1.6, n.VIII).

Отыскание этой искомой теоретической МПФС с ее ДП, распознавание в банке теоретических МПФС, ее идентификация является целью решения обратных задач в приложении к ГДИС.

Процесс сопоставления реальных параметров и отношений с некоторыми знаками и отношениями идеальной системы называется формализацией, обратный же процесс -интерпретацией (толкованием, объяснением физического смысла выполняемых процедур идентификации и полученных, найденных значений параметров МПФС, возможной области их применения и т.д.). Рассматривая проблему интерпретации данных ГДИС методически как специальную задачу теории распознавания образов, необходимо классифицировать теоретические модели пластовой фильтрационной системы в банке МПФС по особым характерным диагностическим признакам (ДП), по которым одна МПФС отличается от другой МПФС. В то же время ДП должен позволять выделять определенную, детерминированную модель из общего банка МПФС, распознавать ее, идентифицировать в зависимости от характерных особенностей фактических экспериментальных параметров ГДИС, замеренных на скважинах. Это так называемый детерминированный, описательный подход к интерпретации данных ГДИС. Здесь возможны ошибки в выборе МПФС, связанные с решением обратных задач, их неоднозначностью, т.к. имеется несколько теоретических МПФС, которые дают аналогичные выходные сигналы. Следует отметить, что ошибки в идентификации МПФС уменьшаются с ростом числа замеряемых параметров выходного сигнала и числа, альтернативных МПФС в банке МПФС. Возможен и второй путь решения обратной задачи - нахождение передающей функции, которая связывает выходной и входной сигналы системы без какого-либо физического описания реального пласта (так называемый подход «черного ящика»).

В качестве примера, иллюстрирующего методологию интерпретации данных ГДИС, рассмотрим широко известную прямую задачу плоскорадиального фильтрационного потока упругой жидкости к скважине (точечному стоку) в следующей постановке. Пусть в бесконечном (неограниченном) горизонтальном пласте постоянной толщины h имеется гидродинамически совершенная добывающая скважина - точечный сток (г, -> 0). Пласт, однородный по параметрам пласта и в начальный момент времени, находится в невозмущенном состоянии, т.е. начальное пластовое давление во всех точках пласта одинаково и равно Рк. Кров­ля и подошва пласта непроницаемы. Пусть в момент времени t==0 скважина мгновенно пущена (т.е. открыта непосредственно на забое, на поверхности фильтрации пласта) в эксплуатацию с постоянным объемным дебитом q.

В пласте образуется неустановившийся плоскорадиальный поток упругой жидкости. Предположим, что фильтрация однофазного флюида происходит по линейному закону Дарси при упругом режиме (при давлениях выше давления насыщения или начала конденсации). Распределение давления в любой точке пласта в любой момент времени P(r,t) определяется интегрированием уравнения (1.1) при следующих начальных и граничных условиях:

Теоретическая МПФС основной задачи теории упругого режима приведена на рис. 1.7.

На рис. 1.9 представлено сопоставление графиков зависимостей безразмерного давления от безразмерного времени, подсчитанных: по простой приближенной формуле, по формуле, справедливой без случая точечного стока г_c —> 0, и точного решения Ван Эвердингена и Херста для случая скважины конечного радиуса.

Начиная с In te более 4,5-5 (т.е. 1б более 100) все три кривые практически совпадают и представляются прямолинейным участком.

Формулы (1.25), (1.25а) и (1.28), (1.28а) в размерной и безразмерной формах являются основными расчетными формулами, применяемыми при обработке, анализе и интерпретации данных ГДИС на неустановившихся режимах при упругом режиме фильтрации. Так, из формулы следует, что графическое изображение зависимости изменения давления в скважине (КПД-КВД) от логарифма времени (т.н. полулогарифмическая анаморфоза) представляется с некоторого момента прямолинейным, где по уклону i (от фр. inclinaison - уклон, покатость) и отрезку А, отсекаемому на оси ординат продолжением прямолинейного участка графика, возможно определение параметров пласта (рис. 1.10).

Простейший способ оценки параметров пласта по фактическим данным замеренных КПД-КВД (после пуска скважины с q=const или остановки скважины, долгое время работавшей с q=const) схематически заключается в следующем:

1) фактическая КПД-КВД строится в полулогарифмических координатах;

2) по нанесенным точкам находится (выделяется) прямолинейный участок графика (в простейшем случае «на глаз» проводится прямолинейная касательная для точек в поздние моменты времени - по последним точкам; по методу наименьших квадратов с последовательным отбрасыванием начальных точек и определением коэффициентов корреляции или с помощью более сложных процедур линейного и нелинейного регрессионного анализа и др.). Этот пункт вызывает неопределенность в итоговых результатах;

3) затем по прямолинейному участку графика определяются численные значения его уклона i и отрезка А;

4) полагая, что фактическая КПД-КВД соответствует МПФС, описываемой уравнением (1.28), принимают

5) из этих соотношений по найденным i и А находят (оценивают) гидропроводность -

6) иногда предлагается последующее расчленение этих комплексных параметров, принимая известные значения вязкости р. ,толщины пласта h, пористости т, упругоемкости b* и коэффициентов гидродинамического несовершенства скважин с целью оценки коэффициентов продуктивности (приемистости) скважины и пьезопроводности ае.

Вышеизложенный простейший метод был предложен одним из первых и является традиционным и общепринятым. Часто его называют или методом обработки КПД-КВД без учета притока, или методом касательной, полулогарифмической анаморфозы, или методом МДХ (Миллера-Дайса-Хэтчинсона).

Основная трудность, сложность и неопределенность этого метода в изложенном варианте обработки заключается в необходимости предварительной оценки времени ti , начиная с которого нужно проводить прямолинейный участок КВД (см. пункт 2). Это время ti на замеренных КВД зависит от ряда факторов, вызванных несоблюдением внутренних граничных условий о мгновенном закрытии скважины (влияние ствола скважины и др.), которые могут искажать начальный участок реальных КВД и не учитывающихся в уравнении (1.28). Так, например, общее время t снятия КВД может быть очень коротким и меньшим ti>t. Такую «короткую», фактическую КВД нельзя обрабатывать вышеизложенным методом (хотя прямолинейный участок может быть формально выделен согласно пункту 2), так как при этом могут быть получены ошибочные параметры пласта.

В работах отечественных и зарубежных исследователей метод без учета притока получил дальнейшее развитие с целью устранения этой неопределенности и более обоснованного выбора времени для начала прямолинейного участка КВД в полулогарифмических координатах.
1.4. Принцип суперпозиции в процессах восстановления давления. Учет работы скважины до остановки. Метод Хорнера

В теории ГДИС на базе упругого режима фильтрации исследуются несколько важных прямых и обратных задач подземной гидромеханики при интерференции скважин с использованием принципа суперпозиции [5-7, 70-71, 129, 168. 209, 268 и др.].

Уравнение теории упругого режима (1) (см. «Номенклатуру основных символов...») является линейным дифференциальным уравнением и к его решениям применим принцип суперпозиции - метод нахождения общего решения изменения пластового давления при совместной работе (интерференции) нескольких скважин путем наложения (алгебраическим суммированием) решений изменения давления для каждой скважины. При этом считается, что каждая взаимодействующая скважина работает независимо от других. Наличие прямолинейных границ пласта учитывается методом отображения источников (стоков).

Основная формула упругого режима фильтрации (1.28) получена в предположении о пуске добывающей скважины (стока) с постоянным дебитом q=const при плоскорадиальной фильтрации в бесконечном пласте. Эти допущения не всегда соблюдаются при ГДИС. Так, например, при снятии КПД редко соблюдается условие пуска скважины с постоянным дебитом q=const. Технически проще обеспечить постоянство дебита при снятии КВД после останов­ки (закрытия) добывающей скважины q=0.

Поэтому представляет особый интерес изучение процессов перераспределения забойных давлений в скважинах при ГДИС, т.е. получение основных расчетных формул (ОРФ) и выделение ДП МПФС в наиболее часто встречающихся случаях под действием изменения режимов работы скважин при:

1) пуске скважины,

2) закрытии (остановке) скважины,

3) изменении дебита.

Для случаев фильтрации упругой жидкости в ограниченных открытых и закрытых пластах решения дифференциального уравнения (1) представляются более сложными формулами (бесконечными рядами по функциям Бесселя), чем для бесконечного пласта.

Формулой (1.28), как было показано В.Н. Щелкачевым [70,71], можно с высокой степенью точности пользоваться в подавляющем большинстве практически интересных случаев при расчетах изменения давления в закрытом или открытом круговом пласте. Так, например, различие в величинах забойных давлений в условиях бесконечного и конечных (открытого и закрытого) пластов не

Итак, возвращаясь к рассматриваемой задаче I, начиная с момента остановки Т, которое принимается за начало отсчета времени снятия КВД происходит повышение забойного давления - Pc(t). Схематическое представление.

процесса изменения давления и дебитов при пуске и остановке скважины приведено на рис. 1.11. Для определения забойного давления в скважине в любой момент времени после ее остановки используется принцип суперпозиции. Так, следуя методу суперпозиции, мысленно допустим и заменим реальную картину изменения давления и дебитов другой - воображаемой эквивалентной картиной после остановки скважины. А именно, рекомендуется считать, что добывающая скважина не закрывается в момент времени Т, а продолжает работать и вызывает понижение давления в пласте и на забое скважины AP_c'(t) в моменты времени t>T:

С момента времени Т в точке пласта, где расположена добывающая скважина, считается пущенной в работу воображаемая нагнетательная скважина (источник) с дебитом (приемистостью) «-q», которая вызывает повышение давления AP_c''(t):

ность периода восстановления давления) и забойное давление в момент остановки можно было считать практически установившимся, т.е. скважина как бы находилась в центре открытого кругового пласта с постоянным начальным пластовым давлением на контуре питания.

Как и в предыдущем случае задачи I, понижение давления, вызванное пуском добывающей скважины, определяется выражением (1.33); повышение давления за счет пуска воображаемой нагнетательной скважины - (1.34), а итоговое - выражением (1.35).

В момент Т остановки скважины постоянный пере­пад давления, вызванный работой добывающей скважины, определится:

Формула (1.41), описывающая КВД после остановки скважины, совпадает с основной формулой теории упругого режима (1.28), характеризующую КПД при РФП. Следовательно, процесс падения давления (КПД) после пуска скважины с постоянным дебитом происходит точно так же, как процесс восстановления давления (КВД) после останов­ки скважины, если перед остановкой скважина работала на установившемся режиме, т.е. когда перед остановкой дебит q=const и забойное давление Pc(0)=const и полагая, что t«T или что добывающая скважина работает в открытом круговом пласте с постоянным контурным давлением.

На рис. 1.13 это положение иллюстрируется сравнением КПД и КВД и их совпадением на участке сплошной линии. Отличие для КПД и КВД заключается в порядке подсчета изменения их забойных давлений:

Для КПД-

где t - время регистрации КПД отсчитываемое с момента пуска скважины;

для КВД-

где t - время снятия КВД, отсчитываемое с момента оста­новки скважины, Р_с(0) - установившееся забойное давление в момент остановки скважины, t=0, _Pc(t) - зарегистрирован­ное изменение забойного давления.

Таким образом, если снята КВД (в скважине, работавшей до остановки на установившемся режиме), то порядок ее обработки и определения параметров пласта точно такой же, как и для случая обработки КПД. А именно, ис­пользуется простейший способ полулогарифмической анаморфозы - метод касательной, изложенный ранее, когда КВД строится в координатах [ln t,AP_c(t)].

61

Решая эту задачу методом суперпозиции, после момента Т мысленно считают, что дебит q1 сохранился, а на месте добывающей скважины включается новая воображаемая нагнетательная скважина с дебитом q Результирующий дебит этих двух скважин после момента Т будет q2 = q1 - Aq, что соответствует условиям задачи.

После времени Т восстановление будет слагаться из понижения давления APc(t)1, обусловленного продолжающейся работой скважины с дебитом qi и восстановлением дав­ления APc(t)2, вызванного работой воображаемой нагнетательной скважины с дебитом Aq (пущенной в работу при t=0).

Тогда для моментов времени T+t результирующий перепад давления будет:

Если бы изменение дебита qi было связано с его увеличением, то по методу суперпозиции воображаемую скважину следовало бы считать добывающей, а ее дебит q = q1 - q2 = -q - отрицательным, т.к. q2 > q1.

Из основной формулы (1.44) следует, что график КВД построенный в полулогарифмических координатах

ция проводится в том же порядке и по тем же формулам, что и для простейшего пласта без учета притока (касательной) построения КВД в полулогарифмических координатах.

Поэтому в теории ГДИС изучение влияния этих факторов на КВД и кривые гидропрослушивания (по данным исследования взаимодействия возмущающих и реагирующих скважин) представляет определенный практический интерес [4, 7, 13, 26 и др.]. Для изучения подобных задач в неоднородных пластах, в частности, используется метод суперпозиции. Для выполнения тех или иных условий на границах пласта и зон неоднородностей при этом приходится вводить фиктивные скважины-источники и скважины-стоки за пределами пласта.

Совокупность реальных и фиктивных скважин позволяет выполнять условия на границах пласта. Таким образом, изучение сводится к рассмотрению одновременной работы фиктивных и реальных скважин. Этот метод получил название метода зеркального отображения источников - стоков.

Целью подобного изучения, наряду с другими методами решения прямых и обратных задач подземной гидромеханики применительно к ГДИС, является получение основных расчетных формул МПФС и выделение соответствующих диагностических признаков для различных МПФС.

В качестве иллюстрации этой методологии рассмотрим некоторые простейшие случаи влияния формы границ пласта на КВД.
Пример.

Рассмотрим особенности КВД в добывающей скв. 1, расположенной на расстоянии l вблизи прямолинейной непроницаемой границы (экрана) Г полубесконечного пласта (рис. 1.16) и пущенной в работу с дебитом q в момент времени t=0.

Применяя метод отображения источников - стоков зеркально отображают добывающую скв. 1 относительно непроницаемой границы Г воображаемой скв. 2 с дебитом «+q». В случае если вместо непроницаемого экрана находился бы прямолинейный контур питания с Р_k = const., то дебит скв. 2 был бы «-q». Таким образом, условия работы скв. 1 в полубесконечном пласте будут эквивалентны совместной работе скважин 1 и 2 в бесконечном пласте.

Динамику понижения давления в любой точке пласта М (которая может рассматриваться как реагирующая скважина) с непроницаемым экраном находят, используя принцип суперпозиции как сумму понижений давления, вызванных совместной работой скважин 1 и 2 в воображаемом бесконечном пласте [ 5, 7, 70, 71 и др.]:

Рис. 1.16. Схема пласта с прямолинейной непроницаемой границей вблизи скважины Условные обозначения см. в тексте

Рис. 1.17. Полулогарифмический график КВД-КГЩ в пласте с непроницаемой границей

• Наличие непроницаемого экрана проявляется в занижении в 2 раза гидропроводности по второму участку преобразованных КВД.

• В точке пересечения прямолинейных участков при t = t1 перепады давлений, подсчитанные по формулам (1.50) и (1.52), должны быть равны. Поэтому, приравнивая эти два выражения, можно найти расстояние до экрана:

Таким образом, для этой МПФС ДП является наличие двух прямолинейных пересекающихся участков, преобразованных КПД-КВД в полулогарифмических координатах. По найденным величинам уклонов, как и ранее, опре­деляются параметры пласта. Однако необходимо отметить, что при выделении двух прямолинейных участков могут возникнуть сложности:

• время ti может быть очень малым, начальный участок очень коротким, при очень небольшом расстоянии до сброса;

• начальный, прямолинейный участок может искажаться, маскироваться влиянием ствола скважины (послеэксплуатационным притоком, изменением проницаемости в ПЗП и др.).

Наконец, удвоение уклона второго прямолинейного участка полулогарифмического графика (диагностический признак) не гарантирует четкого и однозначного распознавания МПФС с непроницаемой границей вблизи скважины, так как подобные графики могут быть получены и при других видах ГДИС (КПД и КВД в нагнетательных скважинах, двух- и многоцикловых, снятии серии КВД-КПД при фильтрации аномально-вязких нефтей и др.).

Таким образом, нужно уметь отделять, разделять, распознавать влияние этих факторов для правильной интерпретации данных и выбора соответствующей МПФС.

В частности, задача определения МПФС с непроницаемой границей становится более определенной, если наряду с возмущающей скважиной одновременно исследуются две и более реагирующие скважины [7, 26, 129 и др.].

Аналогично рассмотренному примеру, метод отображения источников - стоков и принцип суперпозиции позволяют получить ОРФ и выделить соответствующие ДП для различных МПФС, когда скважина находится: в пласте, ограниченном двумя параллельными сбросами, в клиновидном пласте, с границами конечной длины, в прямоугольных пластах и др. [7, 26, 70, 71, 129], которые легли в основу эффективной пьезометрической разведки пластов [71]. Роль этих методов возрастает в связи с бурением горизонтальных скважин, а также дополнительных боковых стволов из старых скважин.