Коэффициент - упругоемкость
Cтраница 4
В качестве основного критерия, определяющего тип коллектора, используется параметр е - - ev / w, me v - соотношение проницаемостей низкопроницаемой и высокопроницаемой сред пласта; ы - соотношение коэффициентов упругоемкости этих сред. [46]
 |
Схема модели пласта. [47] |
Здесь р - давление; р - среднее давление в залежи; k и т - соответственно коэффициенты проницаемости и пористости; Л - мощность пласта; и - динамический коэффициент вязкости газа или воды; Р - коэффициент упругоемкости водоносного пласта; рн - начальное пластовое давление; д, - дебит газа i - й скважины, приведенный к атмосферному давлению рат и пластовой температуре Гпл; л - число газовых скважин; л0 - нормаль к внешней границе водоносного пласта Г2; 1 - нормаль к границе раздела газа - вода Г; величины с индексом 1 относятся к газоносной области, с индексом 2 - к водоносной. [48]
Формулы (18.127) - (18.130), справедливые лишь при достаточно больших значениях времени, указывают на то, что в этот поздний период процесса перераспределения давления величины давлений зависят от времени линейно, а их скорости постоянны, прямо пропорциональны дебитам стоков и обратно пропорциональны объемам пластов и коэффициентам упругоемкости. [49]
Рс - забойное давление скважины до остановки, ат; Рш - пластовое давление, ат; ун - плотность нефти в поверхностных условиях, т / м3; b - коэффициент увеличения объема нефти в пластовых условиях за счет растворенного газа; 51 - площадь зоны дренирования добывающей скважины, м2; гс - радиус скважины, м; h - эффективная толщина эксплуатируемых нефтяных пластов, м; р, - коэффициент упругоемкости, 1 / ат; / - начальный динамический уровень, м; / У - текущий динамический уровень в момент времени t, м; / ст - статический уровень, м; t - время от начала остановки скважины, сут. [50]
В этих формулах: qi и q - текущий и начальный максимальный ( амплитудный) дебиты добывающей скважины; Рш и РШО - текущее и начальное максимальное пластовые давления; Рс - забойное давление добывающей скважины, которое выше или равно давлению насыщения нефти газом; г - коэффициент продуктивности скважины постоянный при забойном давлении, выше или равном давлению насыщения; Q - начальный упругий запас жидкости, приходящийся на рассматриваемую добывающую скважину; 51 - площадь зоны дренирования этой добывающей скважины; h - эффективная толщина нефтяного пласта ( эксплуатационного объекта); ( 3, - коэффициент упругоемкости породы нефтяного пласта, насыщенной нефтью; у - плотность нефти в поверхностных условиях; b - коэффициент усадки объема нефти при переходе из пластовых условий в поверхностные условия и разгазировании; / - темп отбора упругого запаса жидкости в единицу времени; t - время. [51]
Страницы: 1 2 3 4