Задача 20

Фонтанная скважина исследована на приток изменением диа­метра штуцера с замером глубинных давлений регистрирующим манометром МГП-3.

Эффективная мощность пласта h_эф = 10 м; половина среднего расстояния между скважинами R_К = 250 м; радиус забоя скважины в зоне пласта (считая по долоту диаметром 248 мм) r₀ = 12,4 см; вязкость нефти в пластовых условиях = 1,2 спз; объемный коэф­фициент нефти b_H = 1,7; удельный вес дегазированной нефти _H = 0,85 Т/м³; общий коэффициент несовершенства скважины по кривым В. И. Щурова С =11,2; давление насыщения по анализу проб нефти р_нас = =22,0 мПа.

Результаты исследования скважины приведены в табл.1. Требуется определить коэффициент продуктивности скважины, коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта, параметр подвижности жидкости и гидропроводность пласта.

Таблица П1

Пластовое давление pпл, 0,1 мПа	Диаметр штуцера d, мм	Дебит нефти Q, m/сутки	Забойное давление pзаб, 0,1 мПа	Депрессия ∆p=pпл-pзаб, 0,1 мПа
	3,0 3,5 4,5 5,0	12,5 32,0 55,0 65,5	270,0 257,0 239,5 230,6	10,0 23,0 40,5 49,4

По данным граф 3 и 5 строим в прямоугольной системе коорди­нат индикаторную диаграмму (рис.19) и получаем прямую линию. Находим коэффициент продуктивности скважины К по любой точке прямой. Например, при ∆р = 2,0 мПа К = 1,3т/сутки·0,1 мПа.

Переводим коэффициент продуктивности скважины из размерности т/сутки·0,1 мПа в размерность см³/сек·0,1 мПапо формуле

Рис. П19. Индикаторная прямая Q=f(∆p)

Находим коэффициент проницаемости пласта в призабойной зоне скважины:

или 108 м ∂ (здесь h — в см).

Этот метод определения проницаемости пласта по коэффициенту продуктивности имеет на промыслах широкое применение, но он ограничивается условием р_заб > р_нас и наличием безводной нефти. Определим подвижность жидкости и проводимость пласта. Подвижность

Гидропроводность пласта

На основании построенной индикаторной линии или найденного коэффициента продуктивности скважины с учетом заданного дебита устанавливается соответствующий режим работы скважины.