Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження свердловин

Подождите немного. Документ загружается.

РОЗДІЛ

Н.

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

Продовження

табл.

8.5

11)

8,29

8,70

8,99

7,29

7,70

7,99

10,46

115,6

20,90

76,30

127,0

167,0

18,617

19,919

20,961

57,

683

107.

081

146,

039

7,591

12,622

17,713

7,59

8,17

8,27

76,35

133,05

192,85

10,06

10,54

10,88

10*

АР$

ЗО

)

1000

—

2000

3000

£000 5000

6000 7000

І,С

Рис. 8.10.

Крива

відновлення

вибійного

тиску,

свердловині

№ 52

Ново-Григорівського

родовища

362

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

РОЗДІЛ

Інтегральний метод Е.Б.Чекалюка

За

цим методом обробка даних досліджень свердловин з метою виз-

начення

фізичних параметрів пласта проводиться в такому порядку

(вихідні дані приведені в табл. 8.3).

1. В системі координат х = І і у = АР

(() будується крива

відновлення вибійного тиску (рис.

8.10),

яку розбиваємо на декілька

інтервалів (вданому випадку для 5000,

6000,

7000,

8000

с).

2. За допомогою планіметра вимірюємо площі інтервалів

відновлення вибійного тиску/ вчасівідго дот, площі

ас''£і",

ас'а" ітд.

Площі

вимірюються в безрозмірних одиницях шкали планіметра.

По

відношенню до безрозмірних площ/ до Р для відповідних мо-

ментів часу визначаємо коефіцієнти <р(р)

•

Наприклад,

<рі.і(р)

=0,768;

(рі.4(р)

0,773;

фі,ь(р)

0,795;

3. За формулою (8.48) знаходимо коефіцієнта(£>)

а і.2 (Я) =

0,075

0,925-0,768-

0,785;

«і. 4 (Я ) =

0,075

0,925

•

0,773

0,790;

а 1,6 (О ) =

0,075

0,925

•

0,795

0,810;

4. Визначаєм середнє значення депресії

АР(О

=«(£>)

-ДТИО

9,2«10

- 22,88М0

Па,

и,

^01

•

•/

ІЛ

г ь

;

_ " ^

Рис.

8.11.

Метод

Е.Б.Чекалюка - результуюча пряма

363

РОЗДІЛ 8.

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

0,785*30,0*10

= 23,68*10

Па,

0,785*30,4*

ІО

- 24,54* 10

Па.() ,

5. За формул« (8.52) вираховуємо значення ординати у

У 1,2 =

V 1,4 —

VI. 6 =

22,68*10-

(2615 - 510>10

23,68»

—г = 10,87*

(2615 - 510)*Ю

24,54*10

—т = 10,97* 10

;

—7

= 11,08* 10

(2615 - 398)* 10

6. В системі координат* = Іпі \ у будується пряма (рис.

8.11),

за

нахилом якої ( = д— =

0,967»10

визначаємо гідропровідність

ішаста за формулою (8.53)

АЛ 1

т =

82,3*10'

— і і М

•її

4-ЗД4-0.967-10

""'" ~ Пас '

Параметр н'езопровідності визначається за величиною відрізка

-2,5,

який

відтинається прямою на осі абсцис

12,182

-1

Аналогічно, як І для методу Ю.П.Борисова, визначаємо проникність

к,

п'єзопровіднІсть К і приведений радіус г

К = 0,25 ; г

= 0,143 м.

к=

7,5»10"

Результати розрахунків приведені в табл. 8.6.

Таблиця

8.6

п/п

х=Ш

6,91

7,6

8,00

0,5777

0,613

0,661

а{д)

0,606

0,642

0,686

Па

8,72

13,92

17,34

10"

1032

1466

1743

.._

Ар

(о

8,44 ІО"

9,50 ІО"

9,94 ІО"

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

РОЗДІЛ 8.

Продовження

табл.

8.6

8,29

8,51

8,85

8,99

0,703

0,739

0,768

0,773

0,795

0,726

0,758

0,785

0,790

0,810

19,83

21,56

22,88

23,68

24,54

1897

2021

2105

2164

2217

10,46 ІО"

10,67 ІО"

10,87 ІО"

10,97 ІО"

11,08 1(Г

8.7.2.

Газовий

пласт

Для визначення фізичних параметрів газового пласта використані

результати спостережень за відновленням тиску в свердловині №40

Шебелинського родовища. Дані про свердловину: вибій

2096

м; продук-

тивний

горизонт - пісковик; експлуатаційна колона діаметром

146 мм опущена на глибину

2096

м; інтервал перфорації

2038-2054

м;

ефективна потужність - 16 м; насосно-компресорні труби діаметром

73 мм опущені до глибини

2045

м; вибійна температура57>8 °С;

вибійний

тиск до зупинки свердловини Рв =

138,3*10

Па; гирло-

вий

затрубний тиск до зупинки свердловини Рк = 117А* 10 Па;уста-

ленийдебітсвердловинипередзупинкою(3о =

15550м

/год = 4,3лг/с;

питома вага газу по відношенню до повітря у

0,655*10

; в'язкість

газу в пластових умовах(іг =

0,03*10

ПаУс.

Результати спостереження приведені в табл. 8.7

Таблиця

8.7

п/п

Г,с

1000

2000

3000

Па

117,4

146,7

149,4

150,9

Па

138,3

172,4

175,5

177,4

АРв

Па

10594,87

11708,47

12343,87

АРв (і)

Па

34,1

37,3

39,1

804,7

880,3

1114,35

«10

гмР/с

0,804

0,440

0,371

365

РОЗДІЛ 8.

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

Продовження

табл,

8.7

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

151,8

152,7

153,1

153,5

153,8

154,2

154,5

178,5

179,4

180,0

180,5

180,9

181,3

181,7

12375,36

13057,47

13273Д1

13353,36

13597,92

13742,80

13888,00

40,2

41,1

41,7

42,2

42,6

43,0

43,4

1145,5

1171,35

1188,45

1202,7

1214,10

1225,5

1236,90

0,288

0,234

0,198

0,172

0,152

0,136

0,124

В ірафі 7 цієї таблиці приводиться накопичений об'єм газу для

відповідних моментів часу після зупинки свердловини (розраховані за

формулою

8.29).

Коефіцієнт

стискування газу

2-е

визначається таким чином. Знаю-

чи питому вагу у

по відношенню до повітря, знаходимо критичний

тиск

Ркр і критичну температуру за класичними графіками

0,610*10

;

Ркр = 47 Па; Ткр = 209 °К.

Щоб

знайти середнє значення 2с, визначаємо приведений тиск

,4 +

181,7)

* 10

ер

Рер

149,55

•

1(Г <г

Рпр

= -^ = 3,2

•

За

середньою температурою в свердловині визначаємо приведену

температуру

293 +

330,6

ср

= ^

311,8

Тпр

2оТ

За графіком (див. 2

розділ)

знаходимо-2с

= 0,78.

Об'єм

свердловини

Ус =

^»0,126

*2096

1,22*2,045

23,6л*

де

1,22*2,045

- об'єм

металу

фонтанних

труб.

Визначаємо

нагромаджений

об'єм

газу

за

формулою

(8.29)

293

•

АР ,

П(юоо) -

23,6-зЩ^О-Т

8О4

?Л

(2000)

23,6*37,3

880,3м

Приплив е(0 після зупинки

свердловини

приведено

графі

табл.

8.7.

Гідродинамічні

дослідження

тердловин

РОЗДІЛ 8.

804,7

0,804,

880,3

£2(2000)

= 2одд =

0,440

1Т.Д.

Диференціальний метод Ю.П.Борисова

Для вирахування фізичних параметрів газового пласта за даним ме-

тодом крива відновлення вибійного тиску після зупинки свердловини

будується в виправлених координатах

у =

аАРв

; х = \п(- р .

Поправочні

коефіцієнти о: і @ визначаються за формулами (8.24 і

8.27),

як і для нафтового пласту.

1. Приплив

880,3

= =

°'

440

82 =

1114,35-

804,7

2*1000

1236,9

1214,1

2*1000

2. Коефіцієнт

4,31

~ = 0,011.

4,31

4,31 - 0,154

а9

4,31 - 0,011

Ордината

1,002.

.уі

=ахАР

1,14*10594,87*10

12060

•Ю

Па,

уг =

1,03*11708,47*

11930*Ю

Па,

уд =

1,002*13742,8*

= 13780*10

Яв.

4. Поправочний коефіцієнт

( - 0,44)

Т^ - °

1,б>(0,44

0,154)

4,31-0,154

1л

1,640,371

0,041)

Р3

4,31 - 0,041 "

>ІА

РОЗДІЛ 8.

Гідродинамічні

дослідження свердловин

і.

А*.

—

•ЛУ

їх'

Рис.

Я.

12. Метод

Ю.П.Борисова

результуюча

пряма

1,6*(0,288

0,028)

4,31 -

0,028

иД

5Абсциса

хі = \піі - /Зі = 6,91 - 0,19 = 6,72,

= 7,60 - 0,17 - 7,43,

хд = 9,10 - 0,1 = 9,00.

6. Будуємо графік (рис. 8.12) у виправлених координатах

л:

\у , що

подані в графах 8 і 9 табл. 8.8. Нахил прямої, побудованої по цих коор-

динатах, дорівнює

Ах 4,8

Гідропровідність

кН

4,31

—її •«

567*10

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

РОЗДІЛ 8.

Таблиця

8.8

№

п/п

Іпі

6,91

7,60

8,00

8,29

8,51

8,70

8,85

8,99

9,10

9,21

0,440

0,154

0,041

0,028

0,021

0,016

0,013

0.011

0,011

00-£'М

лґ/с

3,778

4,239

4,269

4,282

4,289

4,294

4,297

4,299

мус

0,440

0,460

0,330

0,260

0,213

0,182

0,159

0,140

0,125

0,19

.0,17

0,12

0,10

0,08

0,7

0,06

0,05

1,140

1,017

1,010

1,007

1,005

1,004

1,003

1,002

6,72

7,43

7,88

8,18

8,43

7,63

8,79

8,94

9,05

12060

11930

12460

12830

13130

13030

13520

13640

13780

Параметр

н єзопровідності — визначаємо за нахилом ; та за вели-

чиною

відрізка А ,

який

відтинається прямою на осі ординат за форму-

лою (8.36)

К 3,0» 10

Іп—

- — г -

0,8109

= 1,59,

1,21*Ю

-4,9

Для газових пластів К =

о • кН к

гоздшивши

-77- на -г , отримаємо

г* г~

де т - пористість пласта.

567»10

—11

4.9

Рпл =

116*10

Якщо

приведений радіус свердловини г

відповідає діаметру долота

0Д25, ^Рпл = 240* 10' Па, тоді ємкість пласта

116»10~

•240»10

тИ

1,18м

0,125

Із

виразу гідро провідності визначаємо проникність

369

РОЗДІЛ

Гідродинамічні дослідження свердловин

567*10

*0,03*10

10,6*10

Інтегрально-диференціальний

метод

Чарного-Умрихіна

Вихідні дані обчислення фізичних параметрів газового пласта приве-

дені

таблиці 8.8.

Всі розрахунки для газової свердловини аналогічні нафтовій, тільки

при

вирахуванні імпульсів тиску застосовують значення ДІ*«

У даному випадку обчислювання координат

х іу

проводиться для

трьох точок, що відповідають відновленому тиску

моменти часу

І =

3000,

6000

9000

після зупинки свердловини.

Кожний

інтервал

/і

= ~

0-3000

с,

Іг

3000-6000

с і Д

= 6000-

9000

розбивали натри підінтеграли

(п=3).

1. Обчислюємо поправочну функцію

5(1)

за

формулою (8.40)

3000

3-1+1

5(3000)

1114,35

(Іп——

- 1) +

971,851л

—=

г— +

- і

7726,

3-1

5(6000)

1188,45

(1п—

1)+

1145,70

Іп

1171,35Ь

з^2

1 =

8299

ітд

Знаходимо значення абсциси

за формулою (8.39)

4,31«3000«7,О

7726

4-1114,35

4,3>6000»7,7-8299

При

обчисленні імпульсу тиску

крок

розбиття інтегралу

інтегрування зберігається постійно

для даного прикладу приймається

рірчим 1000

с.

Д/(3000)

—=—

(

2»

10594,87

+2*11708,47

12343,87)

•

= 28,41

•10

;

Ді(Є00О)

28,47

-10

і:

500(

12343,87

«12735,36

«13057,47

+13273,11)

«10

=67,07*10

;

Д/(9000)

67,07

»10

500(

13273,11

»13453,36

«13597,47

+13742,8) «10

107,62.10

і1

За

формулою

у = ~

— ^

обчислюємо ординати >'(3000)

(вЩ,у(9іЩ

Гідродинамічні дослідження свердловин

РОЗДІЛ

у-ю"

4 5 6

-і]

'їх

Рис. 8.13. Метод

Чарного-Умрихіна

результуюча

пряма

4,31*3000

1114,35

67,0740

УІРЩ

4,31*6000

1188,45

2,42*

;

2,72

•

За

обчисленими ординатами, що приведені

таблиці 8.9, побудова-

ний

графік (рис. 8.13) відновлення тиску

виді прямої

кутовим ко-

ефіцієнтом

0,351

*10

Ах

2,55

ГідропровіднІсть газового пласта визначається

за

формулою

/с/г

0,454*10

454*10'

—11

-її

6,28*0,351

«10

а парамерти п'єзопровідності

- за

формулою (8.42)

~^ -

°'

7788

_ -1

~ 2,25 ~

~2~25~

°'

347с

Аналогічно, як

для методу Борисова, визначаємо

Па.с'

454*10

0,347

—її

Рпл

1310*10

—11

•Лі

Т7І

РОЗДІЛ

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

1310*10

" *240«ИГ

ш/і = = 20,18ЛІ,

0,125'

454

•

10 '

«0,03

•

10 _,

-і

= — „ = 0,85 *10

= 8,5

•

Таблиця

8.9

8,00

8,70

9,10

>-,

7,00

7,70

8,10

с§

12930

25860

38790

•і:

Ч^

90510

199902

313999

Чі

7726

8299

8574

82884

191603

305425

11816

24672

37565

28,47

67,0?

107,62

•кі

7,02

7,78

8,13

с§

її

2,42

2,72

2,87

Інтегральний

метод Е.Б.Чекалюка

1. Обробка даних досліджень газових свердловин з метою визначення

фізичних

параметрів пласта проводиться в тому ж порядку, що і для

нафтових свердловин, тільки крива відновлення вибійного тиску бу-

дується в координатах х =

І,

у = А Р

(рис.8.14)

2. В даному випадку для вимірювання площ/ і Р крива відновлення

вибійного тиску розбивалася на 5 інтервалів для і = 2000, 4000, 6000,

8000,

10000

с, для яких <р(Р) відповідно дорівнює

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

РОЗДІЛ

—І

Рис.

8.14. Крива відновлення вибійного тиску

(свердловина №40 Шебелинського родовища)

р{) =0,788; <рл(Р) =0,848;

<рб(Р)

=0,874; <

0,889;

(рю(Р) =

0,902.

3. За формулою (8.49) знаходимо поправочний коефіцієнт а (і?)

аЛ В ) =

0.075

0,925

•

0,874

= 0,883,

О&\В ) =

0,075

0,925

•

0,889

0,897,

аю(Я ) =

0,075

0,925

•

0,902

0,908.

4. Знаходимо середнє значення депресії

А?

(і)

=а{О)АР

АРб(О =

0,883

«13273,11*10?

= 11710 *10

Па

ДРІ(0

0,897

«13597,2'Ю

= 12190 *10

Па

ДРіо(0 =

0,908»

13888,0»Ю

= 12610 *10

Па

5. За формулою (8.52) обчислюємо значення координати^

.Уб =

УЮ

11710 «Ю

4,31 - 0,198

12190 «10

4,31 - 0,152

12160 *10

2,85

2,93

3,01 «10

4,31 - 0,124

Результати розрахунків приведені в таблиці 8.10.

^373

РОЗДІЛ

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

Таблиця

8.10

№н/п

0,788

0,848

0,874

0,889

0,9(12

(О)

0,803

0,858

0,883

0,897

0,908

947

10920

11710

12190

12610

3,778

4,022

4,112

4,158

4,186

7,60

8,29

8,70

8,99

9,21

2,51

11?

2,72

10*

2,85

2,93

3,01

10*

-1

0 1 2 3

Рис.

8.15. Метод Е.Б.Чекалюка

результуюча пряма

УГ4

РОЗДІЛ

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

6. В

системі координат

х = Іп і і у

будується пряма (рис.

8.15),

за

нахилом якої

/ =

0,303*Ю

визначається гідропровідність газового

пласта

за

формулою (8.54)

кН

—

її м'

527*10

-==—.

2,314 «0,303 «10

8 Пас

Параметр п'єзопровідиості визначається

за

величиною відрізка

= 0,8, що

відтинається прямою

на осі

абсцис

"Л = е

оя

2,23с"

Аналогічно,

як і

для методу Борисова, визначаємо

527*10

Рпл

236-10

тії

236-10

*240*10

0,125

—

527*10

3,63м,

9,9*10

—

-£—' ^

Рис.

8.16.

Зміна тиску

реагуючій свердловині

до і

після зупинки

збуджуючої

свердловини

Т75

РОЗДІЛ

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

8.7.3.

Приклад практичного

розрахунку

фізичних

параметрів пласта

за

взаємодією свердловин

(метод

гідропрослуховування)

Для гідропрослуховування рекомендується вибирати таку

реагуючу

свердловину, яка знаходиться

центрі працюючих певний час свердло-

вин

на

постійному режимі,

і яка не

впливає

на

взаємодію

реагуючої

свердловини

від

зміни режиму

збуджуючої

свердловини. Перед закрит-

тям

або

пуском

збуджуючої

свердловини

досліджуваній свердловині

необхідно встановити загальний характер зміни тиску, залежного

від

часу

і від

режиму роботи свердловини,

яка

розташована

одній

гідродинамічній системі.

Для

цього

системі координат Р,

будуємо

графік

(рис.

8.16)

загальної зміни тиску (фон)

до

закриття

або

пуску

збуджуючої

свердловини (інтервал

АВ).

Якщо

фон

зміни тиску

не

стабільний

його екстраполюють

на

весь період дослідження свердло-

вини

(інтервал АВС).

моменту закриття

або

пуску

збуджуючої

ссвердловини фіксується

зміна

тиску

часі

реагуючій свердловині

наноситься

на

графік

загальним фоном зміни тиску.

За

відхиленням фактичної кривої зміни

тиску

(ВД) від

загального фону (ВС) визначаємо зміну тиску

реагу-

ючій свердловині, викликану зміною режиму

збуджуючої

свердловини.

Визначення

фізичних параметрів пласта

за

підвищенням

або зни-

женням

тиску

реагуючій свердловині аналогічні.

В табл.

8.11

приведено зміну тиску

А Р

(графа

2) в

часі (графа

1) в

реагуючій свердловині після закриття

збуджуючої

свердловини, що пра-

цює

до

зупинки

дебітом

пластових умовах

^о =

2615*10'

м /с.

Віддаль

між

свердловинами

г = 500 м.

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

РОЗДІЛ

Таблиця

8.11

0.00000

0,00001

0,00002

0,00003

0,00004

0,00005

0,00006

0,00007

0,00008

0,00009

0,0001

0,0002

0,0003

0,0004

0,0005

0,0006

0,0007

0,0008

0,0009

0,001

0,002

0,003

0,004

0,005

0,006

0,007

0,008

ЕІ(-Х)

-10,9957

-10,1426

-9,8372

-9,6495

-9,4065

-9,2242

-9,0702

-8,9467

-8,8220

-8,6331

-7,9400

-7,5346

-7,2470

-7,0239

-6,8416

-6,6875

-6,5541

-6,4364

-6,3310

-5,6384

-5,2334

-4,9463

-4,7236

-4,5418

-4,3881

-4,2551

0,009

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

0,1

0,11

0,12

0,13

0,14

0,15

0,16

0,17

0,18

0,19

0,2

0,21

0,22

0,23

0,24

0,25

0,26

ЕІ(-Х)

-4,1378

-4,0329

-3,3547

-2,9591

-2,6813

-2,4679

-2,2953

-2,1508

-2,0269

-1,9187

-1,8229

-1,7371

-1,6595

-1,6889

-1,5241

-1,4645

-1,4092

-1,3578

-1,3098

-1,2649

-1,2227

-1,2007

-1,1829

-1,1457

-1,1099

-1,0762

-1,0443

0,27

0,28

0,29

0,3

0,31

0,32

0,33

0,34

0,35

0,36

0,37

0,38

0,39

0,4

0,41

0,42

0,43

0,44

0,45

0,46

0,47

0,48

0,49

0,5

0,51

0,52

0,53

Еі(-х)

-1,0130

-0,9573

-0,9309

-0,9057

-0,8815

-0,8583

-0,8361

-0,8147

-0,7942

-0,7745

-0,7554

-0,7371

-0,7194

-0,7024

-0,6859

-0,6700

-0,6549

-0,6397

-0,6253

-0,6114

-0,5979

-05848,

-0,5721

-0,5598

-0,5473

-0,5362

-0,5250

Т77

РОЗДІЛ

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

Продовження

табл.

8.11

0,54

0,55

0,56

0,57

0,58

0,59

0,6

0,61

0,62

0,63

0,64

0,65

0,66

0,67

0,68

0,69

0,7

0,71

0,72

0,73

0,74

-0,5140

-0,5034

-0,4930

-0,4830

-0,4732

-0,4636

-0,4534

-0,4454

-0,4366

-0,4280

-0,4197

-0,4115

-0,4036

-0,3959

-0,3883

-0,3810

-0,3738

-0,3668

-0,3532

-0,3403

-0,3341

0,75

0,76

0,77

0,78

0,79

0,8

0,81

0,82

0,83

0,84

0,85

0,86

0,87

0,88

0,89

0,9

0,91

0,92

0,93

0,94

0,95

-0,3280

-0,3221

-0,3163

-0,3106

-0,3050

-0,2996

-0,2943

-0,2891

-0,2840

-0,2790

-0,2742

-0,2694

-0,2647

-0,2602

-0,2557

-0,2513

-0,2470

-0,2429

-0,2387

-0,2347

-0,2269

0,96

0,97

0,98

0,99

1,0

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

1,8

1,9

2,0

2,2

2,4

2,6

2,3

3,0

-0,2231

-0,2194

-0,1860

-0,1584

-0,1355

-0,1162

-0,1000

-0,0863

-0,0748

-0,0647

-0,0560

-0,0480

-0,0420

-0,0320

-0,0284

-0,0249

-0,0191

-0,0185

-0,0168

-0,01305

Диференціальний

метод

Для

визначення

фізичних

параметрів

пласта

фактична

крива

зміни

тиску

будується

виправлених

координатах

, АР'

= —

; у

Ь-д— іср

Іср

іі *

.г

—

деД.

АР

—

АР

— 1

- приріст тиску за час і.

378

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

РОЗДІЛ

При

немонотонному

характері кривої

зміни

тиску побудову графіка

краще

вести

координатах

, АР'

це

АР' ~ А

Рп+1

~ А

Рп—

приріст тиску за час 2Д

і;

0,36

ОДІ

'Ь^—1,294

-0,98.

.Нахил

прямої, побудованої

системі

координат*

(рис. 8.17)

0,19*10

п'єзопровідність

А:

гідро

провідність

0,48

2,52*

500

4 -2,52

2615 «10'

0,247-

Але

.0,9

4*3,14.

0,9

Па.с

ЛУ\

_лх_

0,8

0,6

0,4

0,2

-0,2

-0/

-0,6

0,8

-1,0

01 02 03 04 05 06 07 і

ср

Рис.

8.17.

Диференціальний

метод

результуюча

пряма

379

РОЗДІЛ

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

таблиці

8.12

показано послідовність розрахунку

за

даним методом.

Таблиця

8.12

0,864

1,728

2,592

3,456

4,320

5,184

6,048

6,912

7,776

8,640

9,504

10,368

0,11

0,36

0,65

0,97

1,21

1,54

1.7Я

2,0(

2,21

2,4(

2,57

2,72

о,2;

0,25

0,32

0,3(

0,27

0,24

0,22

0,21

ОДІ

ОД*

0,1(

1,294

2,159

3,022

3,884

4,75

5,61

6,48

7,34

8,20

9,07

9,93

0,37<

0,74-

1,Ш

1,35

1,48

1,56

1,65

1,78

1,81

1,89

1,84

ч)

-0,98

-0,29

0,110

0,300

0,390

0,445

0,500

0,580

0,590

0,637

0,610

0,773

0,464

0,331

0,258

0,211

0,17*

0,154

ОДЗЇ

0,122

ОДИ

0,101

•**-

ч-^

0,580

0,386

0,290

0,232

0,198

0,165

0,145

0,129

0,116

0,105

0,096

ч,,

1,450

1,130

0,924

0,695

0,522

0,397

0,318

0,271

0,221

0Д89

0,153

1,145

2,583

3^06

4,201

4,723

5,120

5,408

5,709

5,930

6,119

6,272

-13,42

-12,85

-12,56

-12,37

-12,25

-12,16

-12,14

-12,09

-12,04

-11,98

-11,96

380

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

РОЗДІЛ

Продовження

табл.

8.12

10,79

1,88

0,63

0,09?

0,089

0,133 6,405 -11,94

12,09«

2,99 0,1'

11,66

1,89(

0,640

0,086

0,083 0,116 6,521 -11,92

Інтегральний

метод

Крива

зміни тиску перебудовується

координатах

" 1

*=-;

у =

\п<р

це<р

= 2 Д Р' Т •

Нахил

прямої, побудованої

системі координат

л: і у

(рис

8.18)

-12

-ю

-о "

_4*

-І£ОС

•)

ц; 02 03 0£ С

~~—

Рис.

8.18.

Інтегральний

метод

- результуюча пряма

= 1___ = 2,88 *10

4,5*10

5ОО

п'єзопровідність

К =

-—7Т7

0,217-^—

«2,88

•

10-

гідропровідність

і б.

кН

()

2615*10

°«0,217

—

— — 75 тг~

4Ле

3,14

«500

«є

Послідовність

розрахунків параметрів пласта даним методом пока-

зана

табл.

8.11

(графи 2,4,6).

381