Список рекомендованої літератури:

1. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа, «Недра», 1970. — 488 с

2. Чоловский И.П.(ред..) Спутник нефтегазопромыслового геолога. Справочник. Москва, «Недра» - 1989- 376с.

3. Б.С. Чернов, М.Н. Базлов та А.И. Жуков. Гидродинамические исследования пластов и скважин – г.Москва 1960

4. Кременецкий М. И., Ипатов А. И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин: Учебное пособие. – М.:МАКС Пресс, 2008. – 476 с.

5. 1. Полівцев А.В. Електронний конспект лекцій з нафтогазопромислової геології. – Київ:КНУ, кафедра геології нафти і газу, 2013.- 350 с.

Відповіді на контрольні запитання:

1. Як властивості пласта, привибійної зони та потоку флюїду впливають на форму кривої?

Вагомий вплив на форму індикаторної лінії має опір при русі рідини чи газу з пласта в свердловину через перфораційні отвори або наслідок неповноти розкриття пласта, а також всередині самої свердловини (у трубах). Від цих властивостей залежить вибійний тиск та дебіт свердловини. Із зміною цих показників крива буд або вирівнюватися, або робитися ще більш опуклою.

2. Нелінійні індикаторна крива має злами? Які причини сприяють цьому?

Наявність опуклої частини кривої свідчить про нелінійний закон фільтрації у вибійній зоні. Такий вигляд кривої зазвичай буває при дослідженні свердловин, пласти яких експлуатуються із газонапірним гравітаційним і газовим режимами. Це свідчить про те що при зміні режиму роботи свердловини, відбувається не лінійна зміна вибійного тиску, що приводить до не пропорційних значень депресії.

3. Про що свідчить наближеність кривої до однієї з осей?

На мою думку це може свідчити про майже однакове значення вибійного та пластового тисків не зважаючи на зміну режиму, якщо крива наближається до осі дебетів, або сталий або наближений до нуля дебіт, якщо крива наближається до осі депресії. Це може означати, що не правильно вибрані режими або якісь аварійні ситуації на свердловині.

Висновок:

В результаті виконання роботи були побудовані графіки нелінійної індикаторної лінії свердловини та індикаторної лінія в координатах Δр/Q-Q, що дало нам змогу розрахувати рівняння притоку нафти для даної свердловини, яке має вигляд: Δр=0,015Q+ •10^-4Q². Це рівняння дає нам змогу встановити оптимальний режим роботи свердловини, що ми і показали на прикладі наведеному вище у розрахунках.

6