Коэффициент - песчанистость
Cтраница 3
 |
Зависимость продуктивности скважин. [31] |
Аналогично определялся интегральный параметр для фуд / Япер и коэффициента песчанистости. [32]
Бавлинского и Ново-Елховского месторождений Татарстана имеют такие же значения коэффициента песчанистости, что и одноименные пласты Арланского, Манчаровского и Саузбашевского месторождений Башкортостана. [33]
Пласт Б 2 Зольненского месторождения имеет проницаемость 2500 мД, коэффициент песчанистости 0 9, отношение вязкостей нефти и воды 1 0 и разрабатывался с заводнением со стороны южного крыла. Завершающая стадия разработки проводится без заводнения. Плотность сетки скважин в зоне разбуривания - 10 га / скв, средняя в пределах внешнего контура нефтеносности - 22 га / скв. [34]
 |
Влияние подвижности нефти и неоднородности пласта на коэффициент нефтеотдачи. [35] |
Для сравнительной количественной оценки неоднородности пласта используют специальные коэффициенты: коэффициент песчанистости, коэффициент расчлененности и коэффициент литологической связанности. В данной работе для учета как физико-химических свойств нефти, геолого-физических свойств горных пород, так и условий залегания залежи в анализе природных факторов был использован параметр k / ( i - Kf), где k - коэффициент проницаемости пласта, ц - динамическая вязкость нефти, Кр - коэффициент расчлененности пласта. На рис. 3.10 показано влияние комплексного параметра на коэффициент нефтеотдачи при 30 % обводненности продукции и на конечный коэффициент нефтеотдачи. [36]
Аналогично определялся интегральный параметр для величины Руд / Япер и коэффициента песчанистости. [37]
Среди геологических данных на степень изменения обводненности после воздействия наибольшее влияние оказывают коэффициент песчанистости, общая толщина пласта, коэффициент нефтенасыщенности. Значительное влияние на вариацию обводненности оказывает доля отобранной нефти от извлекаемых запасов, которая соотносится с обводненностью продукции. С увеличением значений коэффициента извлечения нефти и вариации дебита до закачки биореагента дополнительная добыча нефти снижается. [38]
Важной характеристикой неоднородности карбонатных коллекторов является коэффициент эффективности толщины пласта определяемый аналогично коэффициенту песчанистости для терригенных пластов. [39]
Как видно, основные геологические параметры ( пористость, эффективная нефтенасыщенная толщина, коэффициент песчанистости) по всем участкам близки между собой. В то же время проницаемость сильно различается. [40]
Одним из информативных признаков, характеризующих эксплуатационный объект и его неоднородность, является коэффициент песчанистости Кп, который корреляционно связан с прерывистостью продуктивных пластов, а прерывистость - с охватом пластов вытеснением, то есть по существу со значением коэффициента нефтеизвлечения. [41]
Для более полной характеристики и отображения неоднородного строения пород вводятся также дополнительные понятия коэффициентов песчанистости и расчлененности. [42]
Поскольку коэффициенты песчанистости и связности находятся в корреляционной связи, то можно пользоваться коэффициентом песчанистости. [43]
Анализ полученных зависимостей показывает, что для микробиологического воздействия относительная эффективность увеличивается с увеличением коэффициента песчанистости, общей толщины пласта, коэффициента нефтенасыщенности. Большое влияние на относительный эффект оказывает доля отобранной нефти от извлекаемых запасов по участку. Уменьшение значения относительного эффекта связано со степенью рассеянности обводненности и дебита нефти до комплексного биовоздействия и так же с увеличением коэффициента извлечения нефти по скважине. Последние два фактора аналогичное влияние оказывают на абсолютный прирост добычи нефти. На относительный эффект в незначительной степени может оказывать влияние расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами. [44]
Продуктивность газовых скважин зависит от многих факторов: проницаемости пласта, его эффективной толщины и коэффициента песчанистости, условий перфорации пласта и др. Перечисленные факторы случайным образом изменяются от скважины к скважине, от одного участка месторождения к другому. Кроме того, от скважины к скважине изменяется степень вовлеченности в эксплуатацию продуктивного разреза. В результате производительность q при одной и той же разности квадратов пластового и приведенного устьевого давления ( р2пл - p2ye2SAp2) по скважинам различна и является случайной величиной. Характер ее изменения при увеличении ( или уменьшении) Ар2 для каждой конкретной скважины индивидуален и подчиняется параболическому уравнению притока газа. Совокупность этих уравнений представляет случайную функцию разности квадратов пластового и забойного давлений от аргумента - производительности скважин. [45]
Страницы: 1 2 3 4