ідження свердловин
№ скважіниГорізонтДата дослід-ваніяДіаметр штуцера, ммДебіт газу, тис. м3/сут.Давленіе, МПаДеп-рес-ся, МПаАбсо-лютно вільних дебіт, тис.м3 / Сут.Q max, < u align="justify"> т.м 3 / сут. d шт, мм Тпл., Про сту, про СКоеффіціен-ти фільтра-ційного соп-ротівленіяПроніцаемость, мкм 2 гирлі-воеплас-товоеза-бой-ноезат-руб-ноеА, МПа 2 / (тис.м 3 / сут) У, МПа 2 / (тис.м 3 / добу) 2 5VII15.04.6612142, 467,67,36,91,9716227 / 27,52280,0050,0001100,54811 VII14.09.6611145, 077,67,4 1,11341500/22,42560,0040,0000300,6118VII29.07.6611135,16.67,57,16,64,4664263/172150,01320,0001120,2868VII3.08.6611,1143,677,57,46,91,11090253/15,52160,00370,0000460,2715VII7.10.6611145,077,67,570,42650479/21,52590,0010,0000082,1415VII3.08.9411126,36.276,96,51,3628126/1125100,00140,0001261,49115VII02.12.199311118,15.87,47,16,72,9478126/12258.00,00210,0002481,027528.02.6610,5125,16.77,87,77,21,22079273/21,42250,00120,0000142,3981029.06.6611152,17.37,87,7 0,67418648/25,527-10,00110,0000013,9917529.04.7712152,26.57,77,773,4875190/14,124120,00850,0000720,397814.07.6611153,47.27,87,77,20,32473497/22.23520,00050,0000103,3571630.09.6611,1148,47.17,77,67,21,31099560/27,129110,00720,0000450,968525.08.9411126,66.27,176,60,61296127/1122120,00480,0000280,2851013.08.6611141,877,57,471,11851564/25,125130,00240,0000160,651828.12.9211131,76.37,47,57,10,43374142/122170,00070,0000050,8911601.11.661114477,57,570,21953366/19,12870,00050,0000202,3721628.04.9311128,36.57,47,571,1764140/122890,0020,0001000,5931631.08.9410103,66.57,176,60,61486104/1028100,00240,0000200,57527.07.9411129,76.3776,60,41846130/1123120,0010,0000141,288 Так, по свердловині № 15, при первинних дослідженнях, виконаних відразу після буріння свердловини, отримані самі низькі коефіцієнти (А=0,001 МПа 2 / (тис. м 3 / добу.), В=0,00001 МПа 2 / (тис. м 3 / сут.) 2). Дослідження, проведені після задавку свердловини глинистим розчином (свердловина перебувала в консервації), показали, що фільтраційне опір притоку газу зросла і склало А=0,0021 МПа 2 / (тис. м 3 / добу.), В=0,00025 МПа 2/(тис. м 3 / добу.) 2. У процесі ж експлуатації свердловини відбувалася очистка привибійної зони, внаслідок якої зменшувалася фільтраційне опір і коефіцієнт А майже досяг своєї первісної величини 0,0014 МПа 2 / (тис. м 3 / добу.) (В=0,00013 МПа 2 / (тис. м 3 / сут.) 2).
В свердловині № 16, величина коефіцієнта А в процесі розробки постійно збільшується: 0,0005, 0,002, 0,0024. Збільшення коефіцієнта А пов'язано з погіршенням фільтраційних параметрів привибійної зони за рахунок надходження пластової води і зменшення пластового тиску.
Коефіцієнт проникності, визначений за результатами промислових досліджень в свердловині № 5, що розкрила спільно колектори VII і VII а горизонтів, значно нижче коефіцієнтів проникності свердловині № 5, що розкрила окремо колектори VII і VII а горизонтів у період розвідки . Все це вказує на те, що продуктивна характеристика в районі свердловини значно погіршилася в результаті забруднення привибійної зони.
2.4 Оцінка запасів газу методом падіння пластового тиску
В основі методу визначення запасів газу за даними про кількість відібраного газу і зміни в часі середнього пластового тиску лежить рівняння матеріального балансу для газового покладу:
(2.1)
або
, (2.2) ...
