Пример.4 Определение параметров пласта в многослойной системе

<9 10 111213 14 15 >

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	р_заб, кгс/см²	Дебиты нефти, т/сут
	q₁	q₂	q₃	q_скв
			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:

1. Характер фильтрации нефти (газа) в ПЗС.

2. Коэффициент гидропроводности призабойной зоны скважины .

3. Коэффициент подвижности нефти в ПЗС .

4. Коэффициент проницаемости ПЗС k.

5. Коэффициент продуктивности скважины К (или h).

Эти данные необходимы для:

1) правильного выбора (оптимального) работы скважины (максимальный дебит скважины Q_H 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.