Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Испытание разведочных скважин
• 1.1 Сущность и задачи испытания
• 1.2 Гидродинамические исследования
• 1.3 Метод обработки и факторы, влияющие на КВД
• 2. Влияние геометрии разломов на КВД
• 2.1 Одиночный разлом
• 2.2 Общие принципы определения разломов
• 3. Расчетная часть
• 3.1 Условие задания
• 3.2 Решение задания
• Заключение
• Список литературы



Введение

В профессиональные обязанности специалистов по разработке входит деятельность, связанная с оценкой и, непосредственно, последующей разработкой месторождения.

Инженер-разработчик несет ответственность за сбор, сравнение и расшифровку данных, полученных с поисково-оценочных и разведочных скважин. Сбор необходимых данных осуществляется при помощи проведения различных исследований, к которым, например, относятся гидродинамические исследования.

Наиболее важной частью оценочного этапа является правильная интерпретация полученной с оценочных скважин информации, так как от этого зависит оценка возможности осуществления добычи в промышленном масштабе.

Обработка результатов испытаний осуществляется при помощи аналитических методов с учетом факторов, способных повлиять на исследуемые процессы.

В данной курсовой работе будет рассмотрено влияние одного из таких факторов, граничных условий (разломов), на кривые восстановления давления при испытании оценочных скважин.

Выполнение курсовой работы направлено на решение следующих задач:

1) рассмотреть влияние разломов на кривые восстановления давления при испытании оценочных скважин;

2) произвести расчет показателей разработки однородного пласта на основе модели двухфазной фильтрации для жесткого водонапорного режима в условиях плоскорадиального движения.



1. Испытание разведочных скважин

1.1 Сущность и задачи испытания

Основная цель поисково-разведочного бурения - выявление и изучение нефтегазонасыщенных пластов в геологическом разрезе скважин. При исследованиях скважин применяют широкий комплекс методов, включающие геологические, каротажные геофизические и гидродинамические методы. При этом гидродинамические исследования являются самыми надежными с точки зрения получения значимых результатов (по соотношению цены и качества).

Испытание - это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.

В необсаженых скважинах, в процессе бурения, испытания пластов выполняются с целью оценки фильтрационных свойств и характера насыщения пластов с неоднозначными характеристиками, исключения пропуска продуктивных объектов, оценки подтверждения характера насыщения пластов на месторождениях с известным положением ВНК и ГЖК и оценки гидродинамических параметров этих пластов, которые необходимы для проектов по разработке залежей.

В скважинах, обсаженных колонной, основными объектами испытания являются перфорированные интервалы. Работы проводят с целью освоения объектов эксплуатации, интенсификации добычи нефти и получения гидродинамических параметров пласта. Испытания пластов также проводятся с целью определения герметичности колонн и цементных мостов при наличии обоснованных подозрений на их отсутствие.



1.2 Гидродинамические исследования

Гидродинамические исследования, проводимые в процессе испытания, имеют две модификации:

1. экспресс-исследования с помощью аппаратуры, спускаемой на каротажном кабеле ОПК (опробователь пластов на кабеле) или АИПД (аппаратура измерения притока и давления);

2. ИПТ - исследование скважин испытателями пластов, спускаемых в скважину на бурильных трубах.

С помощью этих методов можно непосредственно определить насыщенность пластов и их гидродинамические характеристики. При этом, если ОПК и АИПД позволяют опробовать на содержание в его призабойной зоне жидкости, то ИПТ обеспечивает глубокое изучение пласта на десятки - сотни метров. В то же время ИПТ является прямым методом, позволяющим определить нефтегазонасыщенность пласта и продуктивность скважины, т.е. определить ее промышленную ценность - более дорогой метод (кратно превышающий ГИС) изучения пласта и требует большего времени выполнения.

При испытании пласта автономными приборами регистрируется кривая изменения давления на забое в процессе притока и восстановления давления при циклической депрессии. Обработка кривых притока производится по комбинированной методике и методике Чарного-Умрихина, кривых КВД по методике Хорнера.

Применяются следующие методы гидродинамических исследований:

· на установившихся режимах фильтрации - метод снятия индикаторной диаграммы (ИД);

· на неустановившихся режимах - методы кривой восстановления давления (КВД) кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).

Метод КВД - предполагает регистрацию изменения давления в остановленной скважине, закрытой путем герметизации устья, после кратковременной работы с известным дебитом. Длительность КВД составляет не менее 3 -5 суток.

Метод индикаторной кривой - предполагает замер изменения давления при установившихся отборах флюида (с обязательным замером дебита) при различных депрессиях, что достигается отработкой скважины на штуцерах разного диаметра. Минимальное количество режимов - 3, оптимальное -4-5. Режимы максимального и минимального дебитов должны отличаться в 3-5 раз. Время работы скважины на каждом режиме должно составлять от нескольких часов до нескольких суток в зависимости от дебита скважины. Метод применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины.

Гидродинамические исследования данными двумя методами проводятся в скважинах, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.

В скважинах с низким пластовым давлением или неустойчиво фонтанирующих гидродинамические исследования проводятся методом КВУ.

Метод КВУ - проводится в остановленной скважине (после создания необходимой депрессии) с открытым устьем. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости с регистрацией ГЖР и ВНР с течением времени. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления. Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР - обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.



1.3 Метод обработки и факторы, влияющие на КВД

Многолетняя практика проведения испытаний с помощью ИПТ показала, что наиболее достоверные и надежные данные о гидродинамических характеристиках могут быть получены в том случае, если при испытании совместно с отбором проводится запись кривых восстановления давления.

При интерпретации КВД чаще всего используется метод Хорнера. Сущность метода заключается в том, что закрытие скважины после работы с постоянным дебитом рассматривается как результат продолжающегося отбора с тем же дебитом и нагнетания, которое начинается с момента фактического закрытия скважины и длится в течении всего закрытого периода с тем же дебитом.

Разницу между начальным пластовым давлением и давлением на забое закрытой скважины можно выразить следующим выражением:

где - дебит реальной и фиктивной скважины, - продолжительность работы скважины до фактического закрытия, - продолжительность закрытого периода.

Построение точек кривой восстановления давления в логарифмических координатах дает прямую линию, пересечение которой с осью ординат соответствует пластовому давлению. Если обозначить тангенс угла наклонна этой прямой к оси абсцисс как i, то можно подсчитать гидропроводность пласта:



Имея данные о вязкости флюида в пластовых условиях можно подсчитать его проницаемость:

Рисунок 1.1 - Обработка КВД методом Хорнера

Характер получаемых кривых давления существенно зависит от условий испытания и влияния различных технологических и геологических факторов. К основным из них относят:

· удельную емкость колонн труб, определяющую интенсивность роста давления;

· емкостный эффект подпакерной зоны, замедляющий процесс восстановления давления;

· скин-фактор;

· влияние граничных условий (система разломов, истощение пласта)

При проведении количественных оценок работы пласта на основе данных по анализу испытаний основной проблемой является построение решений для определения границ залежи (разломов).



2. Влияние геометрии разломов на КВД

Если вблизи скважины расположен разлом или система разломов, то этот фактор будет, безусловно, влиять на давление притока в течение периода депрессии и на последующий этап восстановления давления. На рисунке 2.1 представлены типичные конфигурации разломов, встречающихся на практике.

Рисунок 2.1 - Конфигурации разломов

Испытание оценочных скважин, как правило, длится недолго, поэтому влияние на испытание могут оказывать только разломы, расположенные вблизи скважины и не обязательно являются внешними границами резервуара.

2.1 Одиночный разлом

Чтобы изучить влияние разломов на отклики давления, регистрируемые во время испытания, рассмотрим часто наблюдаемый эффект, обусловленный присутствием одиночного непроводящего разлома. Наиболее простым методом учета является применение метода зеркальных отображений (рисунок 2.2).



Рисунок 2.2 - Применение метода зеркальных отображений для учета одиночного разлома

Наличие одиночного непроводящего разлома можно учесть, заменив полубесконечный пласт "эквивалентной системой скважин", работающих в бесконечном пласте: поместим по другую сторону от разлома на том же расстоянии d, что и реальная скважина, фиктивную скважину, добыча из которой ведется с тем же дебитом q, что и из реальной. Тогда эквипотенциали будут иметь тот же вид, что и в полубесконечном пласте при наличии разлома, а в месте разлома создается непроводящая граница, которую можно удалить. Следовательно, снижение давление в близи реальной скважины можно записать:

При протекании добычи в идеальных условиях (q=const, начиная с момента времени t=0) наличие непроводящего разлома можно обнаружить по удвоению тангенса угла наклона на графике зависимости p от lgt (рисунок 2.3). Начальная часть кривой линейна, имеет наклон m₁, и включает в себя отклики соответствующие переходному режиму. Далее следует нелинейный участок, переходящий во вторую кривую с наклоном m₂=2m₁, которая при времени закрытия, стремящемся к бесконечности, должна экстраполировать в точку начального давления в пласте.



Рисунок 2.3 - График КВД, построенный по методу Хорнера

Определив начальный наклон m₁ и экстраполированное значение начального линейного участка Z*, моно рассчитать проницаемость и скин-фактор, а также значение дополнительной компоненты снижения давления, обусловленной наличием разлома:

Влияние разлома, а также расстояние до него можно вычислить по следующей формуле:

Также на практике применяют еще один способ нахождения расстояния до разлома MDH-анализ (метод Миллера, Дайсона, Хатчинсона) (рисунок 2.4).

Рисунок 2.4 - График КВД, построенный с помощью MDH-анализа



В этом случае КВД начинается с линейного участка, включающего в себя отклики, соответствующие переходному режиму:

где - время закрытия, при котором достигается начальное давление после экстраполяции.

Затем, используя логарифмическое приближение функции , разрешим уравнение (7) относительно d с целью нахождения расстояния до разлома:

Следует отметить, что важной фазой при испытании по методу добыча-восстановление давления является период депрессии. Фактически снижение давление и есть испытание, в течение которого происходят все основные процессы, а последующий период восстановления давления просто отражает их протекание.

2.2 Общие принципы определения разломов

Рассмотрение стандартных методов вычисления расстояния до разломов базируется на определении времени закрытия, от которого зависит точка пересечения линейных участков на графике Хорнера.

Может возникнуть впечатление, что скважину нужно закрывать на достаточно продолжительный период, чтобы произошло удвоение тангенса угла наклона КВД.

Однако, если геологическая модель свидетельствует о возможном наличии одиночного разлома, а начальное давление уже определено при старте испытания, то уровень снижения давления, задающий числовое значение сдвига начальной линейной части вниз, можно определить по ее тангенсу угла наклона. В конечном итоге наклон графика должен удвоиться, и при экстраполяции заключительной линейной части дать значение , поэтому для вычисления времени закрытия достаточно вышеуказанных данных.

Также положение о том, что удвоение наклона графика не является необходимым условие нахождения разлома подтверждает и MDH-анализ.

Положение разломов определяется именно в период притока флюида. На этапе восстановления разлом не будет виден, если только добыча из скважины не велась в течение достаточно долгого периода времени, это может быть причиной четко определенного добавочного падения давления в скважине.

Чтобы зарегистрировать с существенную величину добавочного снижения давления в скважине, рекомендуется эксплуатировать скважину достаточно долгое время так, чтобы радиус исследуемой зоны хотя бы в четыре раза превышал расстояние до разлома. Радиус исследования можно вычислить с помощью следующего выражения:

Таким путем определяется расстояние возмущенной области при добыче с постоянным дебитом в течении времени t.

При обработке кривых восстановления давления, также стоит обращать внимание на возможные природные процессы, поддерживающие давление в пласте в период притока. Проявление таких факторов значительно сказывается на трудоемкости анализа исследований, особенно при нахождении функции . Для интерпретации таких испытаний используют методику зеркального отображения с учетом смешанных граничных условий.

Стоит отметить, что поддержание пластового давления за счет природных сил обычно связано с проявлением высокой проницаемости пород-коллекторов, поэтому при испытаниях, направленных на определение положения разломов, следует избегать проведение исследований в высокопроницаемых областях.

Если граница разлома имеет более сложную геометрическую конфигурацию, то аналитические методы становятся настолько сложными с математической точки зрения, что необходимо прибегать к использованию компьютерного анализа. Наиболее общим является следующий подход.

Сначала проводится анализ с использованием геологической модели, затем выбирается схема расположения разломов, на основе которой рассчитывается функция . После определения проницаемости и скин-фактора эта функция используется при расчете статического давления, входящего в основное уравнение восстановления давления в пласте. Если соответствия между теоретическими и экспериментальными данными достичь не удается, значит схема расположения разломов в пласте выбрана неверно. В таком случае функцию изменяют и весь процесс повторяют до достижения приемлемого соответствия.



3. Расчетная часть

В данной главе будет производиться расчет показателей разработки однородного пласта на основе модели двухфазной фильтрации для жесткого водонапорного режима в условиях плоскорадиального движения.

3.1 Условие задания

Нефтяное месторождение площадью , запланировано разрабатывать с использованием заводнения при площадной семиточечной схеме размещения скважин (рисунок 3.1).

Рисунок 3.1 - Площадная семиточечная схема заводнения

Месторождение вводится в эксплуатацию и обустраивается за 3 года, причем равномерно за каждые 0,5 года вводится в разработку 22 элемента площади. Основной объект разработки - нефтенасыщенный пласт, имеющие следующие параметры: общая нефтенасыщенная толщина , абсолютная проницаемость , пористость , насыщенность связанной водой , вязкость нефти в пластовых условия и вязкость пластовой и закачиваемой воды равны соответственно , .

Результаты геофизических исследований показали, что пласт в пределах нефтенасыщенной площади однороден по проницаемости.

Математическая обработка данных экспериментов по вытеснению нефти водой показала, зависимости относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для нефти и воды от водонасыщенности представляются в виде аналитических соотношений:

В соответствии с проектом разработки в каждую нагнетательную скважину радиусов закачивается вода с расходом . Коэффициент охвата пласта заводнением принят равным , .

Требуется:

1) Определить изменение во времени добычи нефти, воды, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для элемента системы разработки и для месторождения в целом;

2) Рассчитать динамику среднесуточных дебитов жидкости, нефти и воды для одной добывающей скважины;

3) Определить перепад давления в элементе системы разработки при , , , если приведенный радиус добывающей скважины .

3.2 Решение задания

1. Определим численные значения коэффициента A и параметра S₁, входящих в приведенные зависимости и :

Значение коэффициента A определим из условия, что :

Значение параметра S₁ из условия, что :

2. Построим зависимости ОФП от водонасыщенности, задаваясь значениями (рисунок 3.2). При этом пользуясь следующими уточненными выражениями относительных фазовых проницаемостей:

Рисунок 3.2 - Зависимости ОФП нефти и воды от водонасыщенности

3. Построим и обработаем график функции Бакли-Леверетта.

При функция Бакли-Леверетта равна:

При функция Бакли-Леверетта равна:

Рисунок 3.3 - Функция Бакли-Леверетта

В соответствии с приведенными зависимостями построен график функции Бакли-Леверетта (рисунок 3.3). Из точки S=S_св проведем касательную к графику и определим значение водонасыщенности на фронте вытеснения водой S_в=0,515, и f(S_в)=0,788.

4. Построим и обработаем график производной функции Бакли-Леверетта.

Функцию f'(S) получим путем обычного дифференцирования функции f(S).

При 0,14 ? S ? 0,731 производная функции Бакли-Леверетта равна

Видно, что при S=S_св производная равна нулю.

При 0,731 ? S ? 0,79 производная функции Бакли-Леверетта равна

При S=S^*=0,79

Таким образом, выполняется условие на входе в пласт, то есть при r=r_нс, где S=S^*.

В соответствии с полученными уравнениями строим график производной функции Бакли-Леверетта, задаваясь значениями S в пределах от S_св до S^*. Зависимость f'(S) показана на рисунке 2.3.3.

С учетом того, что S_в = 0,515, находим f'(S_в). Это значение получим с помощью соотношения, которое выражает тангенс угла наклона касательной, проведенной из точки S=S_св, к кривой f(S), показанной на рисунке 2.3.2:

Рисунок 3.4 - Производная функции Бакли-Леверетта

5. Определим время безводной добычи нефти t* из элемента площади, включающего семь скважин. Для этого воспользуемся соотношением:

где - охваченная заводнением толщина пласта (), - радиус кругового элемента, эквивалентного семиточечному элементу площади .

6. Рассчитаем технологические показатели разработки элемента: обводненность продукции, суточную добычу нефти и воды текущую и накопленную добычу нефти, коэффициент текущей нефтеотдачи. При этом будем рассуждать следующим образом.

До тех пор, пока фронт вытеснения нефти водой не дойдет до внешней границы элемента r=r_к, из пласта будет добываться чистая нефть в количестве, равном объему закачиваемой воды. Обводненность продукции будет равна нулю.

В момент времени t=t^*, когда фронт вытеснения подойдет к границе элемента r_к, начнется вторая стадия разработки элемента - стадия добычи обводненной продукции. Для определения технологических показателей элемента при t>t^* предполагают, что фронт вытеснения нефти водой существует как фиктивный, т.е. кажущийся фронт вытеснения при r>r_к. Обозначим водонасыщенность на границе элемента r=r_к через . Используя изложенное предположение, получим следующие очевидные соотношения для моментов времени t>t^*:

откуда

Данное соотношение служит для определения . С этой целью задаемся различными значениями t и, зная t^* и f'(S_в), рассчитываем значения f'():

Далее по графику (рисунок 2.3.3) находим значения водонасыщенности .

По найденным значениям с помощью рисунка 2.3.2 определим значения f(S). Таким образом, найдем обводненность добываемой в момент времени t продукции н_э, поскольку н_э = f(S).

Суточная добыча нефти из элемента q_нэ, приведенная к пластовым условиям, при t>t^* составляет

суточная добыча воды

Текущую добычу нефти ДQ_нэ за период продолжительностью полгода определим, умножая суточную добычу нефти на 182,5 сут. Поскольку на стадии добычи обводненной продукции суточные отборы нефти непрерывно снижаются, в расчете используем их среднее арифметическое значение на начало и конец каждого периода.

Накопленную добычу нефти Q_нэ найдем суммированием текущих отборов нефти.

Текущую нефтеотдачу з_э для элемента разработки определяем следующим образом:

Дальнейшие вычисления связаны с интегрированием функции q_нэ(t), что создает неудобство при расчете. Решение можно получить проще, если учесть, что

.

Результаты расчета параметров , , н_э, q_нэ, q_вэ, ДQ_нэ, Q_нэ и з_э для заданных значений времени t представлены в таблице 2.3.1.

Отмечается следующее:

1) продолжительность разработки элемента пласта до предельной обводненности продукции составляет 9 лет;

2) достигнутый коэффициент нефтеотдачи 0,515;

3) в безводный период разработки будет извлечено 170,9 тыс.м ³ нефти;

4) коэффициент безводной нефтеотдачи 0,421. Сравним это значение с рассчитанным по формуле

5) нефтеотдача элемента пласта в течение водного периода разработки увеличится на 0,094 пункта.



Таблица 3.1 Показатели разработки элемента

Динамика показателей , и представлена на рисунке 3.5.



Рисунок 3.5 - Зависимость показателей , и от времени разработки

7. Рассчитаем показатели разработки всего месторождения с учетом последовательности ввода элементов в разработку и остановки добывающих скважин, продукция которых достигла предела обводненности (рисунок 3.6).

Рисунок 3.6 - Зависимость показателей , и от времени разработки



Согласно плану разработки и обустройства месторождения, каждые полгода в течении трех лет в эксплуатацию вводят по 12 элемента. Всего за три года будет введено 132 элемента.

Таблица 3.2 Динамика добычи нефти из месторождения

Динамику суточных отборов по полугодиям рассчитываем с помощью величины (таблица 3.1), умножая на количество элементов. Текущую суточную добычу нефти определим, суммируя добычу нефти по группам элементов. Представим полученные данные в виде таблицы 3.2.

Аналогичным способом рассчитываем динамику добычи воды (таблица 3.3)



Таблица 3.3 Динамика добычи воды из месторождения

Далее по полугодиям определим обводненность добываемой из месторождения продукции по следующей формуле:

Следующим шагом в расчете является коэффициент текущей нефтеотдачи, который определяется как отношение объемов накопленной добычи нефти к первоначальному объему нефти . Поэтому сперва определим



Результаты расчета представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 Динамика коэффициента текущей нефтеотдачи и обводненности

t, годы	n	з	t, годы	n	з
0			6,5	0,920	0,306
0,5	0,000	0,013	7	0,931	0,312
1	0,000	0,019	7,5	0,939	0,317
1,5	0,000	0,051	8	0,946	0,321
2	0,000	0,096	8,5	0,952	0,325
2,5	0,143	0,123	9	0,957	0,329
3	0,253	0,149	9,5	0,961	0,332
3,5	0,398	0,200	10	0,964	0,335
4	0,548	0,239	10,5	0,966	0,337
4,5	0,703	0,267	11	0,968	0,339
5	0,862	0,283	11,5	0,969	0,341
5,5	0,888	0,292	12	0,970	0,342
6	0,907	0,300	12,5	0,971	0,342

Анализируя рассчитанные значения показателей разработки месторождения можно отметить следующее:

· разработка месторождения завершится через 12,5 лет при обводненности равной 97,1 %;

· накопленная добыча нефти к кончу разработки составит 31,188 млн м ³;

· конечная нефтеотдача составит 0,342.

8. После расчет технологических показателей разработки месторождения определим показатели работы одной добывающей скважины - среднесуточные дебиты нефти, воды и жидкости.



Таблица 3.5 Показатели эксплуатации скважин

t,годы	чис.доб.скв	дебит одной добывающей скв
		жид	нефть	воды
0.500	40	72	72	0
1.0	76	75.789	75.789	0
1.5	112	77.143	77.143	0
2.0	148	77.838	62.300	15.537
2.5	184	78.261	52.349	25.912
3.0	220	78.545	45.208	33.337
3.5	220	78.545	33.263	45.282
4.0	220	78.545	21.093	57.453
4.5	220	78.545	8.786	69.760
5.0	220	78.545	6.831	71.714
5.5	220	78.545	5.542	73.004
6.0	220	78.545	4.635	73.910
6.5	220	78.545	3.964	74.581
7.0	220	78.545	3.441	75.105
7.5	220	78.545	3.039	75.507
8.0	220	78.545	2.695	75.850
8.5	220	78.545	2.427	76.118
9.0	220	78.545	2.175	76.371
9.5	184	78.261	2.032	76.229
10.0	148	77.838	1.937	75.901
10.5	112	77.143	1.809	75.334
11.0	76	75.789	1.680	74.109
11.5	40	72	1.463	70.537

Для этой цели определим количество действующих скважин для заданных промежутков времени с учетом темпов ввода элементов в эксплуатацию по следующей формуле для 0,5 года:

Для других временных промежутков расчет выполняется аналогично. Максимальное количество действующих скважин составляет 220. Принимая во внимание то, что скважины эксплуатируются до определенного значения обводненности, к концу разработки их количество будет уменьшаться.

Результаты расчета представлены в таблице 3.5

9. Рассчитаем перепад давления в элементе системы разработки на основе модели поршневого вытеснения нефти водой. Предварительно найдем параметр как половину расстояния между добывающими скважинами вдоль кругового контура радиусом . Для семиточечного элемента разработки:

а) при в области элемента пласта движется чистая нефть. Фазовая проницаемость для нефти в таком случае равна проницаемости пласта, а :

б) при в области элемента пласта движется вода. Фазовая проницаемость породы для воды в этом случае равна :



в) при, во всей области фильтрации движется вода:

Исходя из рассчитанных значений давления при постоянном объеме закачки можно сделать вывод о том, что при движении фронта вытеснения нефти водой величина уменьшается.



Заключение

нефтегазонасыщенный пласт скважина

В ходе выполнения данного курсовой работы мною были закреплены и углублены знания, полученные при изучении теоретического курса "Подземная гидромеханика нефтяная", приобретены навыки работы со специальной и технической литературой при решении конкретных инженерных задач.

В данной курсовой работе были рассмотрены гидродинамические методы исследования при испытании скважин, способы обработки полученных данных и один из факторов, влияющих на интерпретацию проведенных исследований.

Также в расчетной части были определены основные параметры разработки однородного пласта на основе модели двухфазной фильтрации для жесткого водонапорного режима в условиях плоскорадиального движения.



Список литературы

1. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ "Регулярная и хаотичная динамика", 2008. - 668 с.

2. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. - М.: Недра, 1991. - 202 с.

3. Шагиев Р.Д. Исследование скважин по КВД. - М.: Наука, 1998. - 304 с.

4. Ягафаров А.К. Анализ испытания поисково-разведочных скважин. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003. - 256 с.

Размещено на Allbest.ru