Пример.4 Определение параметров пласта в многослойной системе
По скважине, эксплуатирующей одновременно три пропластка на трех режимах работы, с помощью глубинного манометра замерены забойные давления и с помощью глубинного дебитомера — величины дебитов по каждому из пропластков. Данные приведены в табл. 6.4.
Таблица 6.4
| Режимы | рзаб, кгс/см2 | Дебиты нефти, т/сут | ||||
| q1 | q2 | q3 | qскв | |||
| 22,4 34,9 44,0 | 6,0 9,7 13,3 | 61,5 71,4 78,0 | 89,9 116,0 135,3 | |||
На рис. 5.9 нанесены индикаторные линии для трех пропластков (I, II, III) и общая индикаторная линия (IV) по скважине.
В соответствии с формулой (5.43) коэффициенты продуктивности по пропласткам и по скважине равны 
=4,39; 
= 1,50; 
=3,58 и 
= 9,47 м3/(сут·кгс/см2), а величины пластовых давлений 
= 158, 
= 157; 
= 170 и 
= 162 кгс/см2.
Таким образом, при исследованиях скважин на установившихся режимах определяют:
Характер фильтрации нефти (газа) в ПЗС.
Коэффициент гидропроводности призабойной зоны скважины 
.
Коэффициент подвижности нефти в ПЗС 
.
Коэффициент проницаемости ПЗС k.
Коэффициент продуктивности скважины К (или h).
Эти данные необходимы для:
1) правильного выбора (оптимального) работы скважины (максимальный дебит скважины QH при минимальном выносе песка, воды, полном раскрытии трещин, минимальные инерционные сопротивления, вовлечения в разработку максимального числа нефтенасыщенных пропластков и т.д.);
2) определения параметров ПЗС при вводе скважины в эксплуатацию из бурения.
3) периодическое определение параметров ПЗС во времени в течение всего срока эксплуатации скважины это позволяет выявить и устранить причины снижения добывных возможностей скважины.
4) измерение параметров ПЗС после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) позволяет оценить их технологическую и экономическую эффективность.
Дата добавления: 2015-01-15; просмотров: 1141;