Cтраница 2
Необходимо отметить, что коэффициент упругоемкости пласта н, на два, а то н три порядка меньше коэффициента гравитационной емкости ц, что позволяет в безнапорных потоках пренебрегать упругой емкостью в сравнении с гравитационной. Исключение составляют суглинистые пласты верхних частей геологического разреза, для которых упругая и гравитационная емкости могут быть соизмеримы. [16]
Как видно из сравнения коэффициентов упругоемкости для нефтяной и обводненной частей пласта, падение давления за контуром будет менее интенсивным, чем внутри контура. [17]
В выражение (1.39) для коэффициента упругоемкости входят два слагаемых, первой из которых отражает роль упругих деформаций воды, а второе - сжимаемость горной породы. С учетом приведенных ранее характерных значений ас и Ев нетрудно показать, что первое слагаемое имеет смысл принимать во внимание лишь в чисто трещиноватых породах; во всех остальных случаях доминирующим источником упругих запасов воды в пласте служит уменьшение объема порового пространства, обусловленное ростом эффективных напряжений при снижении напоров. [18]
Как видно из сравнения коэффициентов упругоемкости для нефтяной и обводненной частей пласта, падение давления за контуром менее интенсивное, чем внутри контура. [19]
Коэффициент / 3 называется коэффициентом упругоемкости пласта. [20]
Выше отмечалось, что аналогом коэффициента упругоемкости пласта в уравнении упругого режима фильтрации газированной жидкости является коэффициент РСМ. [21]
Удельный упругий запас р называют коэффициентом упругоемкости. [22]
Коэффициент ( 3 назван В.Н. Щелка-чевым коэффициентом упругоемкости пласта. [23]
По данным В. Н. Щелкачева [191], величина коэффициента упругоемкости колеблется в очень широких пределах. [24]
Этот коэффициент, в отличие от коэффициента упругоемкости, представляет собой изменение объема воды при единичном изменении напора в элементе пласта единичной площади и высотой, равной мощности пласта. [25]
Величину удельного упругого запаса Р называют коэффициентом упругоемкости. [26]
Учитывая изложенное, при выводе формулы для определения коэффициента упругоемкости залежи приняты следующие допущения. [27]
Предполагалось, что в интервале небольших снижений пластового давления коэффициенты упругоемкости залежей при условии, если бы они были замкнутыми, являются константами. К построенной кривой Ap ( IQm) из начала координат проводилась касательная. [28]
Последний вывод вполне закономерен, так как при определении коэффициента упругоемкости пласта [ см. уравнение (V.24) ] необходимо знать объем V залежи, а при определении коэффициента аг [ см. уравнение (V.23) ] - коэффициент пористости kn и коэффициент нефтенасыщения kn пласта. [29]
Результаты выполненных вычислений позволяют сделать следующие выводы: 1) коэффициенты упругоемкостей залежей и коэффициенты, характеризующие объемную упругость среды, имеют наименьшие значения для трещиноватых, а наибольшие - для пористых коллекторов; 2) коэффициенты сжимаемости вторичных пустот трещиноватой среды превышают или имеют такой же порядок, как и коэффициенты сжимаемости пор пористой среды. [30]