АПС – Анализ Производительности Скважины (в англоязычной литературе WFP = Well Flow Performance) представляет собой анализ связи между пластовым давлением и свойствами пласта с профилем давления и дебита скважины вдоль ствола в процессе стационарной эксплуатации с целью подбора оптимального режима эксплуатации скважины.

В этом анализе, как правило, не рассматривают переходные процессы в стволе скважины и пластах, вызванные сменой режима ее экслуатации, которые относят к области ГДИ.

Предполагается, что после смены режима прошло достаточно времени и скважина вышла на стационарный режим эксплуатации.

Главным признаком стационарной эксплуатации является стабилизация продуктивности скважины, которую на практике сложно отслеживать на оперативной основе.

Важно учитывать, что постоянство дебита скважины не является однозначный признаком стационарного режима.

Скважина с постоянным дебитом может находиться в переходном режиме, когда перепад между пластовым и забойным давлением продолжают меняться, а вслед за ними и продуктивностью скважины продолжает меняться и стандартный аппарат АПС будет не эффективен для анализа оптимального режима эксплуатации скважины.

Если скважина работает в режиме истощения (в ГДИ литературе PSS), то при достижении стационарного режима эксплуатации с постоянной продуктивностью, пластовое и забойное давление будут медленно меняться во времени, при постоянной депрессии и дебите скважины.

Если скважина работает в режиме поддержания давления (в ГДИ литературе SS), то при достижении стационарного режима эксплуатации с постоянной продуктивностью, пластовое давление, забойное давление, депрессия и дебит скважины будут постоянными во времени.

Важно учитыват, что в ГДИ литературе стационарным признается только один режим работы скважины – SS так как только в этом режиме соблюдает условие постоянства дебита и забойного давления во времени.

А режим PSS считается псевдо-стационарным, так как забойное давление меняется во времени, а постоянным остается только дебит и продуктивность.

Тем не менее, с точки зрения гидравлических процессов в стволе скважины, динамика забойного и пластового давлений в режиме PSS является очень медленной и может приниматься постоянной. Поэтому в АПС оба режима SS и PSS относят к классу стационарной эксплуатации скважины.

На практике, стационарность режима принимается достигнутой по истечении известного времени релаксации, установленного на основе опыта эксплуатации данного типа скважины и пластов. Хотя в случае наличия особенностей конструкции и характера вскрытия прибойной зоны отдельных скважин, а также для многопластовых залежей с контрастными пластовыми давлениями по пластам этот подход может привесит к недооценки времени стабилизации продуктивности.

Традиционно, АПС осуществляется путем сопоставления а одном графике двух моделей: Индикаторной Кривой Скважины (ИКС) и Кривой Вертикального Лифта (КВЛ).

IPR – Inflow Performance Relationship

ИКС – Индикаторная кривая скважины (в англоязычной литературе IPR = Inflow Performance Relationship) представляет собой связь между забойным давлением $\begin{array}{l}p_{wf}\end{array}$ и дебитом (или расходом) скважины на поверхности $\begin{array}{l}q\end{array}$ в процессе стационарной эксплуатации:

(1)	$\begin{array}{l}\displaystyle p_{wf} = p_{wf}(q)\end{array}$

которая в общем случае является нелинейной.

На практике удобно вести в рассмотрение понятие продуктивности скважины $\begin{array}{l}J_s(q)\end{array}$ , которая определяется следующим образом:

(2)	$\begin{array}{l}\displaystyle J_s(q_{\rm liq}) = \frac{q_{\rm liq}}{p_R-p_{wf}}\end{array}$

для нефтяной добывающей скважины, где $\begin{array}{l}q_{liq} = q_o + q_w\end{array}$ добыча нефти и воды на поверхности

(3)	$\begin{array}{l}\displaystyle J_s(q_g) = \frac{q_g}{p_R-p_{wf}}\end{array}$

для газовой добывающей скважины

(4)	$\begin{array}{l}\displaystyle J_s(q_g) = \frac{q_g}{p_{wf}-p_R}\end{array}$

для газовой нагнетательной скважины

(5)	$\begin{array}{l}\displaystyle J_s(q_w) = \frac{q_w}{p_R-p_{wf}}\end{array}$

для водяной нагнетательной скважины

где

$\begin{array}{l}q_w, \, q_o, \, q_g\end{array}$	дебиты (или расходы) воды, нефти, газа на устьевом сеператоре
$\begin{array}{l}p_R\end{array}$	средневзешанное пластовое давление по области дренирования пласта, вскрытого скважинной

Опираясь на эти определения ИКС может быть записаана в универсальном вид для всех типов скважин:

(6)	$\begin{array}{l}\displaystyle p_{wf} = p_R - \frac{q}{J_s(q)}\end{array}$

При этом в кажом конкретном случае выбирается правильный знак второго слагаемого и правильный смысл дебита $\begin{array}{l}q\end{array}$ :

$\begin{array}{l}-\end{array}$	для добывающих скважин
$\begin{array}{l}+\end{array}$	для нагнетательных скважин
$\begin{array}{l}q=q_{\rm liq}=q_o+q_w\end{array}$	для добывающей нефтяной скважины
$\begin{array}{l}q=q_g\end{array}$	для газовых скважин (добывающих и нагнетельных)
$\begin{array}{l}q=q_w\end{array}$	для водяных скважин (добывающих и нагнетательных)

ИКС активно используется для анализа оптимального режима работы скважины.

Для однопластовой залежи со слабосжимаемым флюидом продуктивность не зависит от дебита $\begin{array}{l}J_s = \rm const\end{array}$ и график ИКС представляет собой прямую линию (Рис. 1).

Fig.1. IPR for low-compressible fluid production (water, undersaturated oil)

Это характерно для водозаборных скважин, водонагнетательных скважин и нефтяных скважин выше давления насыщения.

Для газовых скважин, газоконденсатных скважин, скважин с легкой нефтью, а также нефтяных скважин, где давление опустилось ниже давления насыщения $\begin{array}{l}P_{wf} < P_b\end{array}$ , сжимаемость фильрующегося агента являестя высокой, закон фильтрации в прибойной зоне скважины становится нелинейным и кривая ИКС начинает отклоняется вниз от прямой линии (Рис. 2), что означает ухудшение продуктивности скважины с ростом скорости фильтрации в призабойной зоне.