Принятые сокращения 2 page

Поэтому представляет особый интерес изучение процессов перераспределения забойных давлений в скважинах при ГДИС, т.е. получение основных расчетных формул (ОРФ) и выделение ДП МПФС в наиболее часто встречающихся случаях под действием изменения режимов работы скважин при:

1) пуске скважины,

2) закрытии (остановке) скважины,

3) изменении дебита.

Задача I. Пусть в некоторый момент времени в невозмущенном бесконечном однородном пласте с пластовым давлением Р_пл мгновенно пущена в работу добывающая скважина с постоянным дебитом q и через промежуток времени Т она мгновенно (т.е. на забое) остановлена - предполагается мгновенное прекращение притока жидкости к забою скважины. В интервале времени 0<t<T на забое происходит понижение забойного давления AP_c(t), которое описывается основной формулой теории упругого режима для РФП (1.28):

Для случаев фильтрации упругой жидкости в ограниченных открытых и закрытых пластах решения дифференциального уравнения (1) представляются более сложными формулами (бесконечными рядами по функциям Бесселя), чем для бесконечного пласта.

Формулой (1.28), как было показано В.Н. Щелкачевым [70,71], можно с высокой степенью точности пользоваться в подавляющем большинстве практически интересных случаев при расчетах изменения давления в закрытом или открытом круговом пласте. Так, например, различие в величинах забойных давлений в условиях бесконечного и конечных (открытого и закрытого) пластов не

Итак, возвращаясь к рассматриваемой задаче I, начиная с момента остановки Т, которое принимается за начало отсчета времени снятия КВД происходит повышение забойного давления - Pc(t). Схематическое представление.

процесса изменения давления и дебитов при пуске и остановке скважины приведено на рис. 1.11. Для определения забойного давления в скважине в любой момент времени после ее остановки используется принцип суперпозиции. Так, следуя методу суперпозиции, мысленно допустим и заменим реальную картину изменения давления и дебитов другой - воображаемой эквивалентной картиной после остановки скважины. А именно, рекомендуется считать, что добывающая скважина не закрывается в момент времени Т, а продолжает работать и вызывает понижение давления в пласте и на забое скважины AP_c'(t) в моменты времени t>T:

С момента времени Т в точке пласта, где расположена добывающая скважина, считается пущенной в работу воображаемая нагнетательная скважина (источник) с дебитом (приемистостью) «-q», которая вызывает повышение давления AP_c''(t):

где t - время, отсчитываемое с момента остановки скважины.

Считается, что обе воображаемые скважины, добывающая и нагнетательная, при t>T работают независимо одна от другой. Таким образом выполняется условие задачи о закрытии скважины:

• дебит скважины после закрытия равен нулю: q=q+(-q)=0

• количество воображаемой нагнетаемой жидкости равно извлекаемому (рис. 1.11)

Тогда понижение давления, отсчитываемое с начального Рпл в момент времени t>T, определяется по методу суперпозиции наложением действий источника и стока:

С использованием безразмерных параметров (см. обозначения в «Номенклатуре основных символов...») формула (1.36) иногда представляется в виде

Формулу (1.36), характеризующую поведение КВД при выше сформулированных условиях, часто называют

ность периода восстановления давления) и забойное давление в момент остановки можно было считать практически установившимся, т.е. скважина как бы находилась в центре открытого кругового пласта с постоянным начальным пластовым давлением на контуре питания.

Как и в предыдущем случае задачи I, понижение давления, вызванное пуском добывающей скважины, определяется выражением (1.33); повышение давления за счет пуска воображаемой нагнетательной скважины - (1.34), а итоговое - выражением (1.35).

В момент Т остановки скважины постоянный пере­пад давления, вызванный работой добывающей скважины, определится:

Формула (1.41), описывающая КВД после остановки скважины, совпадает с основной формулой теории упругого режима (1.28), характеризующую КПД при РФП. Следовательно, процесс падения давления (КПД) после пуска скважины с постоянным дебитом происходит точно так же, как процесс восстановления давления (КВД) после останов­ки скважины, если перед остановкой скважина работала на установившемся режиме, т.е. когда перед остановкой дебит q=const и забойное давление Pc(0)=const и полагая, что t«T или что добывающая скважина работает в открытом круговом пласте с постоянным контурным давлением.

На рис. 1.13 это положение иллюстрируется сравнением КПД и КВД и их совпадением на участке сплошной линии. Отличие для КПД и КВД заключается в порядке подсчета изменения их забойных давлений:

Для КПД-

где t - время регистрации КПД отсчитываемое с момента пуска скважины;

для КВД-

где t - время снятия КВД, отсчитываемое с момента оста­новки скважины, Р_с(0) - установившееся забойное давление в момент остановки скважины, t=0, _Pc(t) - зарегистрирован­ное изменение забойного давления.

Таким образом, если снята КВД (в скважине, работавшей до остановки на установившемся режиме), то порядок ее обработки и определения параметров пласта точно такой же, как и для случая обработки КПД. А именно, ис­пользуется простейший способ полулогарифмической анаморфозы - метод касательной, изложенный ранее, когда КВД строится в координатах [ln t,AP_c(t)].

Рис. 1.15. Обработка идеализированного графика КВД по формуле (1.44)

Задача III Допустим, что сохраняются условия задачи II, однако в момент времени Т добывающая скважина не останавливается, а ее дебит мгновенно уменьшается от q1 до q2 на величину Dq = q1-q2 (рис 1.14)

Решая эту задачу методом суперпозиции, после момента Т мысленно считают, что дебит q1 сохранился, а на месте добывающей скважины включается новая воображаемая нагнетательная скважина с дебитом Dq Результирующий дебит этих двух скважин после момента Т будет q2 = q1 - Aq, что соответствует условиям задачи.

После времени Т восстановление будет слагаться из понижения давления APc(t)1, обусловленного продолжающейся работой скважины с дебитом qi и восстановлением дав­ления APc(t)2, вызванного работой воображаемой нагнетательной скважины с дебитом Aq (пущенной в работу при t=0).

Тогда для моментов времени T+t результирующий перепад давления будет:

Если бы изменение дебита qi было связано с его увеличением, то по методу суперпозиции воображаемую скважину следовало бы считать добывающей, а ее дебит Dq = q1 - q2 = -q - отрицательным, т.к. q2 > q1.

Из основной формулы (1.44) следует, что график КВД построенный в полулогарифмических координатах

ция проводится в том же порядке и по тем же формулам, что и для простейшего пласта без учета притока (касательной) построения КВД в полулогарифмических координатах.

Задача IV. Реальные продуктивные пласты неоднородны и характеризуются различными геометрическими формами границ пласта, наличием прерывистости (непроницаемых и проницаемых барьеров, сбросов, сдвигов), зон с различными коллекторскими свойствами и изменением физических свойств насыщающих пласт флюидов,

Поэтому в теории ГДИС изучение влияния этих факторов на КВД и кривые гидропрослушивания (по данным исследования взаимодействия возмущающих и реагирующих скважин) представляет определенный практический интерес [4, 7, 13, 26 и др.]. Для изучения подобных задач в неоднородных пластах, в частности, используется метод суперпозиции. Для выполнения тех или иных условий на границах пласта и зон неоднородностей при этом приходится вводить фиктивные скважины-источники и скважины-стоки за пределами пласта.

Совокупность реальных и фиктивных скважин позволяет выполнять условия на границах пласта. Таким образом, изучение сводится к рассмотрению одновременной работы фиктивных и реальных скважин. Этот метод получил название метода зеркального отображения источников - стоков.

Целью подобного изучения, наряду с другими методами решения прямых и обратных задач подземной гидромеханики применительно к ГДИС, является получение основных расчетных формул МПФС и выделение соответствующих диагностических признаков для различных МПФС.

В качестве иллюстрации этой методологии рассмотрим некоторые простейшие случаи влияния формы границ пласта на КВД.

Пример.

Рассмотрим особенности КВД в добывающей скв. 1, расположенной на расстоянии l вблизи прямолинейной непроницаемой границы (экрана) Г полубесконечного пласта (рис. 1.16) и пущенной в работу с дебитом q в момент времени t=0.

Применяя метод отображения источников - стоков зеркально отображают добывающую скв. 1 относительно непроницаемой границы Г воображаемой скв. 2 с дебитом «+q». В случае если вместо непроницаемого экрана находился бы прямолинейный контур питания с Р_k = const., то дебит скв. 2 был бы «-q». Таким образом, условия работы скв. 1 в полубесконечном пласте будут эквивалентны совместной работе скважин 1 и 2 в бесконечном пласте.

Динамику понижения давления в любой точке пласта М (которая может рассматриваться как реагирующая скважина) с непроницаемым экраном находят, используя принцип суперпозиции как сумму понижений давления, вызванных совместной работой скважин 1 и 2 в воображаемом бесконечном пласте [ 5, 7, 70, 71 и др.]:

Забойное давление в скв. 1 находят, полагая r_i = r_c и заменяя функцию Ei(-x) ее аппроксимацией для малого аргумента в (1.48):

Рис. 1.16. Схема пласта с прямолинейной непроницаемой границей вблизи скважины Условные обозначения см. в тексте

Рис. 1.17. Полулогарифмический график КВД-КГЩ в пласте с непроницаемой границей

• Уклон прямолинейного графика для ранних моментов времени i₁ в 2 раза меньше, чем уклон прямолинейного графика для поздних моментов времени i₂, т.е. график КВД-КПД состоит из двух прямолинейных участков с точкой пересечения в момент времени t1 (рис. 1.17). Причем, если имеется непроницаемый экран, то график КПД-КВД на втором участке отклоняется вверх, а если имеется контур питания, то отклоняется вниз:

• Наличие непроницаемого экрана проявляется в занижении в 2 раза гидропроводности по второму участку преобразованных КВД.

• В точке пересечения прямолинейных участков при t = t1 перепады давлений, подсчитанные по формулам (1.50) и (1.52), должны быть равны. Поэтому, приравнивая эти два выражения, можно найти расстояние до экрана:

Таким образом, для этой МПФС ДП является наличие двух прямолинейных пересекающихся участков, преобразованных КПД-КВД в полулогарифмических координатах. По найденным величинам уклонов, как и ранее, опре­деляются параметры пласта. Однако необходимо отметить, что при выделении двух прямолинейных участков могут возникнуть сложности:

• время ti может быть очень малым, начальный участок очень коротким, при очень небольшом расстоянии до сброса;

• начальный, прямолинейный участок может искажаться, маскироваться влиянием ствола скважины (послеэксплуатационным притоком, изменением проницаемости в ПЗП и др.).

Наконец, удвоение уклона второго прямолинейного участка полулогарифмического графика (диагностический признак) не гарантирует четкого и однозначного распознавания МПФС с непроницаемой границей вблизи скважины, так как подобные графики могут быть получены и при других видах ГДИС (КПД и КВД в нагнетательных скважинах, двух- и многоцикловых, снятии серии КВД-КПД при фильтрации аномально-вязких нефтей и др.).

Таким образом, нужно уметь отделять, разделять, распознавать влияние этих факторов для правильной интерпретации данных и выбора соответствующей МПФС.

В частности, задача определения МПФС с непроницаемой границей становится более определенной, если наряду с возмущающей скважиной одновременно исследуются две и более реагирующие скважины [7, 26, 129 и др.].

Аналогично рассмотренному примеру, метод отображения источников - стоков и принцип суперпозиции позволяют получить ОРФ и выделить соответствующие ДП для различных МПФС, когда скважина находится: в пласте, ограниченном двумя параллельными сбросами, в клиновидном пласте, с границами конечной длины, в прямоугольных пластах и др. [7, 26, 70, 71, 129], которые легли в основу эффективной пьезометрической разведки пластов [71]. Роль этих методов возрастает в связи с бурением горизонтальных скважин, а также дополнительных боковых стволов из старых скважин.

1.5. Влияние изменения состояния призабойной зоны пласта на распределение давления. Скин-фактор

Давление в любой точке пласта (в т.ч. и на забое скважины) после пуска единичной скважины с постоянным дебитом зависит от множества факторов и параметров, таких как, например, состояние призабойной зоны, радиуса скважины и ее гидродинамического несовершенства, геометрии границ пласта и т.д.:

В этой обобщенной форме записи (1.56) через S обозначен скин-фактор:

Скин-фактор, или скин-эффект, введенный Ван Эвердингеном и Херстом (1953), определяет разность давлений при установившемся режиме фильтрации вокруг скважины, призабойная зона которой имеет проницаемость, отличную от проницаемости удаленной зоны пласта.

На рис. 1.1 и 1.18 схематически представлена скважина в двухзональном пласте. В однородном пласте с про­ницаемостью k находится скважина радиуса r_c, а в призабойной зоне пласта (ПЗП) наблюдается круговая зона радиуса r_s, в которой проницаемость равна k_s. Дебит скважины при установившейся плоскорадиальной фильтрации в этом случае выражается формулой [ 5 ]:

Влияние неоднородности пласта на КВД-КПД при неустановившейся плоскорадиальной фильтрации к скважине, находящейся в центре круговой зоны радиуса Ts (с параметрами kg и aes) в бесконечном пласте (см. рис. 1.18), изучалось в 1951 г. В.Н. Щелкачевым [70, 71], в 1958 г. Г.И. Баренблаттом и В.А. Максимовым и другими исследователями [3, 4, 9] (сравнивалось одновременное влия­ние неоднородности и притока). Учет этого вида неоднородности, по существу скин-фактора, осуществляется введением понятия обобщенного приведенного (эквивалентного) радиуса скважины г_{с пр}. Приведенный радиус скважины с обозначеними, принятыми в настоящем изложении, определяется соотношением:

где Гс - радиус гидродинамически совершенной скважины, Сдоп - коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления (гидродинамическое несовершенство скважин, которое можно оценивать по графикам В.И. Щурова, например, нарушения ли­нейного закона фильтрации и др.).

Исследования показали возможность определения параметров удаленной зоны пласта по преобразованным графикам КПД-КВД для больших значений времени t. Оценивая r_{с пр}, можно судить о состоянии ПЗП.

Определение величины скин-фактора S (его знака и численного значения) позволяет решать важные практические задачи:

• оценивать состояние ПЗП скважины в любой момент ее жизни;

• ранжировать фонд скважин и выделять те из них, которые имеют ухудшенное состояние ПЗП;

• служить основой для планирования геолого-технических мероприятий, направленных на улучшение состояния ПЗП, увеличение дебитов скважин (установление очередности проведения операций ГТМ, выбор скважины и технологии проведения ГТМ);

• S, определенные до и после проведения ГТМ, позволяют судить об эффективности ГТМ.

Основная расчетная формула (1.28), используемая в ГДИС с учетом влияния скин-фактора (1.57)-(1.61), представляется в виде

откуда величина скин-фактора определяется с учетом (1.30):

Для удобства и упрощения, принимая, например, для случая КПД t=l ч, находят _Pc(t)=P1q, являющееся продолжением прямолинейного участка графика КПД в полулогарифмических координатах до оси ординат (см. рис. 1.10).

Тогда скин-фактор подсчитывается по формуле:

Таким образом, на точность определения скин-фактора влияют правильность графического нахождения прямолинейного участка графика КПД и его уклона в полулогарифмических координатах и постоянные параметры в формуле (1.64'). Однако на КПД-КВД влияют и другие факторы (влияние ствола скважины - послеэксплуатационный приток, различные режимы течения и др. эффекты), которые вносят неопределенность и затрудняют уверенное выделение прямолинейного участка графика в полулогарифмических координатах. Это вызывает, в ряде случаев, неуверенность в оценках скин-фактора и его использовании. Дальнейшие исследования позволили устранить эту неуверенность.

1.6. Влияние объема ствола скважины на перераспределение забойного давления

Наиболее распространенная техника и технологии снятия КПД-КВД предполагают замеры, регистрацию изменений забойных давлений (и дебитов) после пуска-закрытия скважины на устье с помощью предварительно спущенных на забой глубинных приборов и комплексов (см. рис. 1.1).

Используемые при ГДИС основные расчетные формулы - (1.25), (1.28), (1.62) - получены в предположении о мгновенном открытии-закрытии скважины (о мгно­венном пуске или прекращении притока через поверхность фильтрации на забое скважины). Так как обеспечить мгновенный пуск скважины с постоянным дебитом при снятии КПД достаточно сложно, то наиболее распространенным способом ГДИС на неустановившихся режимах является снятие КВД после остановки скважины, при этом обеспечи­вается условие: q=0=const. Однако это условие мгновенного закрытия скважины при снятии КВД тоже сразу, мгновенно, не обеспечивается, так как между устьем скважины (устьевой задвижкой) и забоем имеется ствол скважины с объемом V. В работающей скважине перед ее закрытием ствол скважины заполнен полностью или частично газожидкостной смесью. После закрытия скважины на устье происходит изменение (рост) забойного давления во времени и пластовой флюид продолжает поступать в ствол скважины за счет сжатия газожидкостной смеси в стволе скважины

Дебит на забое qi(t) - пунктирная линия на рис. 1.1 - изменяется медленнее, чем на устье, где после закрытия задвижки q=0. Этот затухающий во времени после закрытия скважины на устье дебит qi(t) часто называют после-эксплуатационным притоком, притоком-оттоком жидкости за счет сжатия флюидов в стволе скважины и других эффектов. Послеэксплуатационный приток qi(t) искажает 1-начальные участки кривых изменения забойного давления (см. рис. 1.1 и 1.10) и обусловлен проявлением влияния объема ствола скважины (ВСС). Изменение термобарических условий в стволе скважины после закрытия на устье может вызывать сегрегацию фаз, фазовые превращения и др. процессы, которые влияют на монотонный характер затухания притока qi(t). В частности, при определенных условиях (при высоких газосодержаниях - газовом факторе и невысокой проницаемости ПЗП) возможен в некоторые промежутки времени отток жидкости qz(t) из ствола скважины в пласт (см. рис. 1.1). Этот отток жидкости в пласт может снижать проницаемость ПЗП, и как следствие происходит уменьшение продуктивности скважины после каждой остановки скважины.

Переменный послеэксплуатационный приток q(t) на забое скважины после остановки измеряется с помощью глубинных дебитомеров или приближенно рассчитывается по соотношениям:

где z - коэффициент сверхсжимаемости газа.

Соотношения (1.65) - (1.67) предполагают мгно­венную сепарацию газа в подъемных трубах и изотермиче­ский процесс в стволе скважины.

Влияние ствола скважины за счет послеэксплуатационного притока q(t) после закрытия скважины на устье искажает первый, самый начальный участок КВД, который несет ценную информацию о состоянии ПЗП.

Наличие достоверной кривой притока q(t), лучше зарегистрированной с помощью глубинных дебитомеров-расходомеров, позволяет использовать q(t) для обработки ранних по времени начальных участков КВД многочисленными предложенными методами (их более 20), т.н. методами обработки КВД с учетом притока. Отечественными и зарубежными исследователями разработаны дифференциальные методы с учетом притока (название связано с определением q(t) по формулам (1.65)-(1.б7) путем численного или графического дифференцирования экспериментальных кривых Pc(t), Рз(1), Рб(0), а также интегральные методы. Это методы Г.В. Щербакова (1956 г.), A.M. Пирвердяна (1956 г.), И.А. Чарного и И.Д. Умрихина (1957 г.), Г.И. Баренблатта и соавторов (1957 г.), Э.Б. Чекалюка (1958 г.), Ю.П. Борисова (1959 г.), Ли Юн-шана (1960 г.), М. Гемала (1960 г.), Б.А. Богачева (1962 г.), А.Ф. Блинова (1962 г.). Van Everdingen (1953 г.). Hurst (1953 г.), Gladfelter и соавторов (1955 г.), Amaud (1960 г.), Ramey (1965 г.) и др., анализу и сравнению данных которых посвящена обширная литература [6-9, 21-22, 24, 28, 41, 46, 49-51, 54-56, 70-71, 88, 123, 129, 143, 145, 159, 163 и др.].

Большинство предложенных методов обработки КВД - с учетом притока жидкости в ствол скважины после ее остановки на устье - гидродинамически (теоретически) обоснованы и сутьих сводится к «корректировке»-<<исправлению» искаженного послеэксплуатационным притоком q(t) первого начального участка КВД с помощью известного (замеренного) q(t) так, чтобы в определенных координатах получить прямолинейный график, по уклону которого и отрезку, отсекаемому на оси ординат, определить параметры пласта. Либо используются специальные палетки [88, 95, 117, 123, 143, 145, 162, 164, 182, 185, 186, 216, 256]. Применение методов обработки КВД с учетом притока может сокращать время проведения исследований скважин, однако объем получаемой информации о пласте (особенно для неоднородных пластовых фильтрационных систем) будет меньше, чем при более длительных и продолжительных исследованиях.

Большинство предложенных методов обработки КВД с учетом притока основаны на использовании решения М. Маскета задачи о притоке упругой жидкости к кольцевому или точечному стоку, работающему с переменным дебитом в однородном бесконечном пласте при упругом режиме. Для случая точечного стока это решение имеет вид (частный случай интеграла Дюамеля):

Более общие случаи рассмотрены Л.Г. Кульпиным и Ю.А. Мясниковым [26]. Формула (1.69) была преобразована и предложена И.А. Чарным и И.Д. Умрихиным [6] для задач исследования скважин на неустановившихся режимах с учетом притока:

Эта формула является исходной для большинства дифференциальных методов.

Аналогично И.А. Чарным и И.Д. Умрихиным была предложена формула, являющаяся исходной для большинства интегральных методов обработки КВД с учетом притока:

где импульс давления -

отобранный объем жидкости —

здесь v(t) - суммарный объем жидкости, притекающий скважину после ее остановки. -

Основная расчетная формула дифференциального метода И.А. Чарного и И.Д. Умрихина на основе соотношения (1.70) представляется в виде [6, 7]:

графиков выполняется с меньшей точностью, чем вычисление интегралов эмпирических графиков. Поэтому интегральные методы предпочтительнее. В методе А.И. Чарного и И.Д. Умрихина предполагается подсчет 5(t) проводить численным интегрированием, заменяя кривую q(t) на графике ломаной линией. В методе Ю.П. Борисова при вычислении интеграла предполагается допущение о возможности аппроксимации фактической кривой q(t) квадратичной параболой или трапецией. В методе Хуан Коу-женя вычисления предусматривают возможность аппроксимации фактической кривой параболой n-го порядка. В приближенном методе приведенного давления Г.В. Щербакова пренебрегается величина 5(t) в выражении (1.76). В методе М.Гемала интеграл вычисляется графически при допущении возможности аппроксимации фактической кривой q(t) ломаной. В методе Ли Юн-шана при вычислении интеграла предусматривается осреднение кривой притока.

Различные виды аппроксимаций эмпирических функций при вычислении их производных интегралов требуют определенного объема вычислительной работы.

Большинство предложенных методов обработки КВД с учетом притока основываются на допущениях, что кривая q(t) имеет плавный монотонно убывающий (затухающий) «характер» (кривая qi(t) на рис. 1.1), зависящий от параметров пласта и пластовых флюидов. Однако на практике могут наблюдаться и немонотонные кривые (q2(t) на рис. 1.1), которые характеризуются наличием на кривой притока q(t) периодов времени, когда жидкость оттекаетиз ствола скважины в пласт после остановки на устье.

Так, анализ промысловых КВД по 23 скважинам различных месторождений Башкирии (Туймазинского, Ар-ланского, Константиновского и Шкаповского) показал [55-56], что в 4 скважинах на кривых q(t) отмечался однократный отток в интервалах времени от 5 до 15 мин и от 30 до 40 мин. В 8 скважинах Шкаповского месторождения (65% рассмотренных скважин) кривые q(t) характеризовались сложной формой, указывающей на многократную смену притоков и оттоков различной интенсивности в различных интервалах времени. В 4 скважинах на КВД были замечены характерные «горбы». Резко аномальный характер соответ­ствующих кривых q(t) и AP_c(t) оказался в 13 из 15 скважин пласта Д_IV Шкаповского месторождения (с высоким давле­нием насыщения - Р_нас=15 МПа, малой вязкостью нефти -m=10^-3Па-с, большим газовым фактором - до 120м³/т, легкой нефтью - до 750кг/м³, средней проницаемостью пласта - от 0,1 до 0,6 мкм²). Сложный характер КВД и кривых притока-оттока q2(t) может объясняться сегрегацией фаз (газ-жидкость) в стволе скважины после остановки, фазовыми превращениями при изменении термобарических условий в стволе скважины, а также возможностью влияния неоднородности пласта, сил инерции, нарушением линейного закона фильтрации и другими явлениями. Библиография по влиянию этих признаков на КВД и кривые притока-оттока приведены в [6, 22, 54-56, 70, 71, 129 и др.].

Анализ и сопоставление различных методов обработки КВД с учетом притока-оттока q(t), по данным массовой обработки исследований скважин и различного типа гипотетических (теоретических) КВД показал [54-5 б], что обеспечиваются достаточно точно обработка КВД и определения параметров пласта: