Таблиця 12 - Параметри пласта, розраховані за індикаторної діаграми для 9 свердловин
№ скважіниПроніцаемость?, мкм270,00153280,00034290,000332100,001889110,003161120,000388130,006803140,000753160,000289
3.3 Обробка гідродинамічних досліджень свердловин на нестаціонарних режимах фільтрації
Обробка результатів дослідження свердловини № 7 методом дотичній.
Таблиця 13 - Результати обробки даних дослідження свердловини №7 за методом дотичній
T, секlgtPзаб2, кгс/см20-6110,5493002,4771217259,046002,7781517974,4912003,0791819370,2418003,25527310060,0936003,55630311726,7272003,85733212528,32108004,03342412802,92144004,15836212941,34180004,25527313078,21216004,33445413218,1252004,40140113218,1288004,45939213358,74324004,51054513358,74360004,55630313500,12396004,59769513712,41432004,63548413712,41468004,67024613712,41504004,70243113782,76540004,73239413782,76576004,76042213855,64612004,78675113855,64648004,81157513926,36684004,83505613926,36720004,85733213997,26756004,87852214070,7792004,89872514070,7828004,9180314141,97864004,93651414141,97
Малюнок 16 Обробка КВД свердловини № 7 методом дотичній
Обробка результатів дослідження свердловини № 7 методом Хорнера.
Т=86400 с
Таблиця 14 - Результати обробки даних дослідження свердловини №7 за методом Хорнера
T, секlg ((Т + t)/t) Pзаб2, кгс/см21230-6110,553002,4608987259,046002,1613687974,4912001,8633239370,2418001,69019610060,0936001,3979411726,7272001,11394312528,32108000,95424312802,92144000,84509812941,34180000,76342813078,21216000,6989713218,10252000,64626413218,10288000,6020613358,74324000,56427113358,74360000,53147913500,12396000,50267513712,41432000,47712113712,41468000,45425813712,41504000,43365613782,76540000,41497313782,76576000,3979413855,64612000,38233513855,64648000,36797713926,36684000,35471513926,36720000,34242313997,26756000,33099314070,70792000,32033514070,70828000,3103714141,97864000,3010314141,97
Малюнок 17 Обробка КВД свердловини № 7 методом Хорнера
Параметри пласта по КВД обчислюються за допомогою формул:
Ухил:
Метод Хорнера? =? P2заб/[? Lg (T/(T + 1))]; (34)
Метод дотичній? =? P2заб /? Lgt; (35)
Провідність:
? =Kh /? =(42.4 * Q0 * P ат * Tпл * z)/(? * T ст), (36)
де Q0-усталений об'ємний дебіт газової свердловини перед її зупинкою (t=0), тис.м3/сут.;
z - коефіцієнт сверхсжімаемості;
Проникність:
к=(? *? г)/hеф, (37)
де? г- коефіцієнт динамічної в'язкості, Па;
hеф - ефективна товщина пласта, м.;
пьезопроводності:
? =(Pпл * k)/(? Г * m), (38)
де m- пористість.
Результати розрахунку параметрів пласта за методами дотичній і Хорнера наведені в таблиці 15 - Результати розрахунку параметрів пласта для свердловини № 7; додаток С.
Результати розрахунку параметрів пласта для свердловин № 10, № 11 та № 14 наведені в таблицях 16, 17 і 18 - Результати розрахунку параметрів пласта для свердловини № 10; Результати розрахунку параметрів пласта для свердловини № 11; Результати розрахунку параметрів пласта для свердловини № 14; додаток С.
3.4 Висновки по проведеному розрахунку
Проведено обробку результатів досліджень дев`яти свердловин на родовищі Південно-Луговське в 2005 році. Кожне дослідження оброблено трьома методами: двучленной формулою припливу; методами, які враховують неточне визначення пластового і забійного тисків.
Дослідження свердловин проводилися в середньому на 5 режимах. У деяких випадках були виключені режими, коли при однакових забійних тисках різниця в дебітах складала близько 35%, чого насправді бути не може.
З наведеної обробки результатів гідродинамічних досліджень на стаціонарних режимах видно, що самої непридатною з'явилася стандартна обробка, тому значення коефіцієнтів R і B для свердловин № 8, № 9, № 12, № 14 та № 16 виявилися негативними, похибки при перевірці по дебитам - досить великі (наприклад, 12,72% для свердловини № 9), а коефіцієнт R свердловини № 13 дуже малий - 0,356.
При обробці методом, враховує неточне визначення пластового тиску, найменші похибки склали 2,6 і 3,3 (свердловини № 11 та № 12 відповідно), при цьому коефіцієнти парної кореляції виявилися рівні...
