Способ определения фильтрационныхсвойств необводненных горных пород

 

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

И АЬТОРСКОМУ С ЛЕЛЬСТВУ

Союз Свввтскик

Социалнстмческик

Республнк ()812913.-м* у! 1. (61) Дополнительное к ает. санд-еу— (22) Эаявлено 30,0378 (21) 2596626/22-03 с р заявкн йУ— (Я)М. Ка3

Е 21 В 47/10

Гоеуяяретееииый комитет

СССР яо делан изобретеиий и открытий (23) Прнорнтет— (53) УДК 622.243 (088.8) Опубликовано 150381. беоллвтвнь тйВ 10

Датаоаублниоааннлоансвннл 25.03.81

P2) Лзтор изобретения

Ю.С. Шевлягин с

Всесоюзный ордена Ленина .проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт -Ч щропpoeкт им. С.Я. Жука, (7 1) Заявитель (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ

НЕОБВОДНЕННЫХ ГОРНЫХ ПОРОД

Изобретение относится к способам, предназначенным для опредвлеыия фильтрационных свойств необводненных горных пород при инженерных изысканиях для гидротехнического, мелиоративного и провал@ленного строительства.

Известен способ определения филътрацконных свойств необводненных горных пород посредством нагнетания газа в скважину при постоянном расходе, заключающийся в том, что после достижения стабилизации давления газа нагнетание последнего в скважину прекращают и нагнетаемый газ переключают на пневматическое сопротивление 15 до получения зафиксированного режима нагнетания газа, после чего пневматическое сопротивление отключавт и нагнетают газ в скважину при режиме неустановивиюгося движения..По полу- 20 ченным в результате опыта данньак строят график прослеживания восстановления давления в цвнтральйой 4 наблюдательной скважинах после пре: крацвния подачй газа,а затем ao «s:вестной зависимости определяют коэффициент фильтрации.

Данный способ позволяет опреде.лять фильтрационные характеристики только по наблюдательным скважинам. 30

Параметры, получекныв по центральным, а следовательно, и по одиночным скважинам, как показывает опыт, резко занижены и не отражают действитель:ную проницаемость массива пород. Это связано с влиянием сопротивления при-. скважинной зоны, которое, по известным теоретическим положениям, подт вержденным результатами одиночных от- > качек в режиме неустановквшегося движения, должно отсутствовать. Влияние сопротивления в прискважинной зоне в опыте с воздухом при режиме неустановизшегося движения обуславливает разные скорости восстановления давления от опытного до статического в центральной и наблюдателъных скважинах.

Скорость восстановления давления в центральной скважине заведомо выше, чем в наблкдательных,.что связано с рвэккм.различием градиентов давлений, «которое получилЬ Йазвамив "дополнительной потери напора вблизи центральной скважины. Вследствие высокой сжнмаемости газа в интервале опытной скважины и подводящем трубопроводе формлруется "упругий запас" газа эа счет разницы давлений в скважине и эа ее пределамн (необходимой для пре812913 одоления сопротивления прискважинной зоны), После отключения .подачи гаЭа от источника и герметизации скважины

"упругий запас" газа, являющийся в данном случае избыточным, продолжает саМопроизвольно растекаться, т.е. нагнетание не прекращается. При этом растекание избыточного газа создает меняющееся поле давлений, которое . накладывается на поле, сформирован ное в процессе опыта, и снижает точность. иэмеряеьых характеристик, в том числе и по наблюдательным скважинам. Фактически в опытной скважине фиксируется сложное результирующее давление, составлякщими которого являются давление в пласте за предела- . ми прискважинной зоны (оболочки) и давление избыточного газа (внутри оболочки) на каждый момент времени.

Цель изобретения — повышение точности (измерения) определения фильт- 3Q рационных свойств необводненных горных пород путем уменьшения влияния избыточного газа на процесс испытания опытных скважин.

Цель достигается тем, что после 2д прекращения нагнетания газа (после измерения установившегося расхода, манометрического давления и температуры «оэдуха в системе измерения рас-. хода), производят выпуск избыточного ,газа до наступления момента восстановления в скважине расчетного давления ЬР равного 0,03-0,15 ьР,, затем выпуск газа прекращают и сква кину герметизируют. Измеряют изменение давления во времени от расчетного ь РО З ,до статического (атмосферного), т.е. фиксируЮт 6P() ЬР,, ьР2,... ЬР„на моменты Времени О., t t2 t °, считая от момента прекращения нагнетания, после чего по соотношению иэ- 40 меренных параметров расхода давления на каждый момент времени и температуры газа производят расчет коэффициента фильтрации пород по следующей общей формуле 45 к =к к - —. Р(к. ) (1), 0 ф 1 2ДР где К, — коэффициент фильтрации;

6 — расход воздуха, м3/сутр

ЬР=ЬР -ЬР с п 50

ЬР и д Р— манометрические давле1 2, вия s скважине на мо- . менты времени. t и и,с;

K„K3 — коэффициенты зависящие от размеров и расположения скважины в пласте, граничных условий, физических констант газа и воды .и типа потока

F(K gt) — йнтегральная функция. . 60

При решении практических задач формула (1) имеет частные иэображения.

Например, в условиях упругого режима фильтрации газа в пласте огра- 65 ниченной мощности формула принимает вид ф 4Р -,Ь ИЬ Р 1(4С г л при малых значениях аргумента 0 она приводится к более простому гарифмическому виду а Air 68 Г t1 ф +Л Ф >аР и где М вЂ” мощность пласта ,И „ц- абсолютные вязкости газа и

1 "РВ воды;

٠— удельный вес воды; . E ..,, — — интегральная показательная

1 функция;

r - радиус скважины, а. — коэффициент пьезопроводности газа;

t — время.

В условиях упругого режима в пласте неограниченной мощности формула (1) примет вид.

К = г 3б Гуа y .(+), е - 44грг pi ÷-,—

ГДЕ Ь- f e =1- Ч();

2 (а 2 а () интеграл аерситнсстиi

f - райиус экииеалентнсй сферы.

Известны графоаналитические и расчетные методы решений уравнений (2), (3) и (4) с использованием данных, полученных предлагаемым способом.

Способ осуществляется следующим образом.

Вначале в опытную скважину производят нагнетание газа до наступления стационарного .режима и измеряют установившиеся расход Я .Манометричес-. кое давлениЕ д Р„ и температуры воздуха T в системе измерения расхода . и в пласте. Далее нагнетание газа прекращают и производят выпуск избыточного газа до момента восстановления в скважине расчетного давления

ЬРО ° равного 0,03.-0р15 ьр1 затем выпуск газа прекращают и скважину герметизируют. Регистрируют изменение давления во времени от расчет ного до статического-(,атмосферного), т. е. фиксируют д Р,, ЬР„, д Р,..., д Р на моменты времени Oft считая от.момента прекращения нагне тания.

После этого по соотношению измеренных параметров расхода давления на каждый момент времени и температуры газа производят расчет коэффициента фильтрации по общей формуле. (1).

Предложенный способ позволяет сократить стоимость работ, поскольку при сведении до минимума влияния иэбыточ812913

К =К .к.— р- (к a), й

Д Р=ЬР -ар, ar4;

К, К,К.

1 2.

f (ку) Составитель И. Карбачиская.

Редактор М. Недолуженко Техред М. Коштура Корректор 0. Вилак

Эаказ 716/36 Тираж 627 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж- 35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал llflff "Патенттт" r .УщгорОдул. Проектная, 4 пп п,патент звк. 35о3 ного газа скорость восстановления давления в центральной. и наблюдательных скважинах практически не меняются, что позволяет отказаться от необходимости бурения для опытов большого количества скважин, при этом полу« чаемые характеристики отлйчаются повышенной точностью.. формула изобретения - . ®

Способ определения фильтрационных свойств необводненных горных пород посредством нагнетания газа в скважину с определением расхода и давления и последующим отключением пода- 1S чи газа в скважину и прослеживания изменения давления во времени, о.т л ич а ю шийся тем,-что, с целью повышения точности определения фильтрационных свойств, после прекраще- я ния нагнетания газа производят выпуск избыточного газа до момента восстановления в скважине расчет но го . давления, после чего скважину герметизируют и измеряют изменение давления во времени, а затем определяют коэффициент фильтрации по следующему соотношению где К, — коэффициент фильтрации

0 - расход воздуха, м 3/сут манометрические давления в скважине на моменты времени т„и с.; постоянные коэффициенты форвы и физических характеристик газа и воды; интегральная функция времени °