Определить проницаемость пласта; коэффициент продуктивности скважин; время стабилизации режима работы скважины по следующим данным: Таблица

Определить проницаемость пласта; коэффициент продуктивности скважин; время стабилизации режима работы скважины по следующим данным: Таблица 1.1 Общие исходные данные для всех вариантов Время восст., сек 490 980 1450 2450 6002,5 9800 13475 19625 lg(t) 2,69 2,99 3,16 3,39 3,78 3,99 4,13 4,25 ∆P,атм 10,90 15,83 18,24 20,02 20,33 20,92 20,93 22,7 обводненность ᶯ0 = 0% Таблица 1.2 Индивидуальные исходные данные по вариантам (задача 1) № Q, м3/сут, μ, мПа∙с h,м bн 11 175 3,3 12,4 1,3

1. Строим график КВД по координатам. При построении, началом координат и разницы давления будет является минимальное (и).
Рисунок 1 – График КВД
2. Проводим асимптоту по прямолинейному участку и по двум точкам определяем
i=Δp2-Δp1lgt2-lgt1=20,93-18,244,13-3,16=2,77
3. Рассчитываем точку пересечения оси с асимптотой:
A=Δp2-i⋅lgt2=20,93-2,77·4,13=9,48
4. Рассчитываем коэффициент гидропроводности пласта:
khμ=2,12⋅Qж⋅bжi=2,12⋅175⋅1,32,77=174мкм2⋅сммПа⋅с
где:
Qж – м3/сут – дебит скважины;
bж – объемный коэффициент продукции скважин;
bн – объемный коэффициент нефти;
Если , то bж=bн=1,3;
5 . Вычисляем коэффициент подвижности пласта
kμж=khμ⋅1h=174⋅11240=0,1404мкм2мПа⋅с
6. Определяем проницаемость пласта:
k=kμж·μж=0,14·3,3=0,463 мкм2
где: если nв=0, то μж=μн=3,3 мПа⋅с
7

. Вычисляем коэффициент подвижности пласта
kμж=khμ⋅1h=174⋅11240=0,1404мкм2мПа⋅с
6. Определяем проницаемость пласта:
k=kμж·μж=0,14·3,3=0,463 мкм2
где: если nв=0, то μж=μн=3,3 мПа⋅с
7