Нефтяной пласт скрыт скважиной радиусом rс=0,10 м. Радиус контура питания расположен на расстоянии Rк=150

Нефтяной пласт скрыт скважиной радиусом rс=0,10 м. Радиус контура питания расположен на расстоянии Rк=150 м. Пласт неоднороден по толщине и состоит из трех пропластков толщиной h1=5 м, h2=1,2 м, h3=6,5 м. Пропластки имеют проницаемость k1=0,08 мкм2, k2=0,8 мкм2, k3=0,2 мкм2. Давления на контуре питания рк=30 МПа и на скважине рс=18 МПа. Динамическая вязкость пластовой нефти н=28 мПа×с, а пластовой воды в=1,0 мПа×с. Требуется определить: Среднюю проницаемость пласта; Дебит нефтяной скважины; Обводненность нефтяной скважины, если обводнится высокопроницаемый пропласток.

Толщина продуктивного пласта равна сумме толщин пропластков:
h=h1+h2+h3=5+1,2+6,5=12,7 м
Для скважины, как и для галереи, средняя проницаемость неоднородного по толщине пласта определяется по формуле:
kср=1h×i=1nki×hi=112,7×0,08×5+0,8×1,2+0,2×6,5=0,21 мкм2
2. Для расчета дебита скважины используем формулу расчета однородного пласта, в котором проницаемость пласта заменяем на среднюю проницаемость продуктивного пласта:
Q=2×π×kср×hн×рк-рсlnRкrс=2×3,14×0,21×10-12×12,728×10-3×30-18×106ln1500,1=4,67×10-3м3с
3 . Наибольший коэффициент проницаемости имеет третий пропласток, следовательно, он обводнится первым, именно по нему пойдет вода, дебит которой находим по формуле:
Qв=2×π×k3×h3в×рк-рсlnRкrс=2×3,14×0,2×10-12×6,51×10-3×30-18×106ln1500,1=13,4×10-3м3с
Из первого и второго пропластков будет откачиваться нефть

. Наибольший коэффициент проницаемости имеет третий пропласток, следовательно, он обводнится первым, именно по нему пойдет вода, дебит которой находим по формуле:
Qв=2×π×k3×h3в×рк-рсlnRкrс=2×3,14×0,2×10-12×6,51×10-3×30-18×106ln1500,1=13,4×10-3м3с
Из первого и второго пропластков будет откачиваться нефть