Cтраница 1
Удельный коэффициент продуктивности определяется как суточный дебит нефтяной скважины, отнесенный к депрессии пластового давления н к эффективной мощности продуктивного горизонта. [1]
Удельный коэффициент продуктивности ( колонка 39) определяют по графикам рис. XXXII. [2]
Зная удельный коэффициент продуктивности скважины или его среднеарифметическое значение по какому-то участку залежи или площади, нетрудно по формуле ( 145) определить среднюю проницаемость. Коэффициент продуктивности скважины определяется одним из рассмотренных в гл. [3]
Зависимость удельного коэффициента продуктивности от проницаемости и геофизических параметров получена многочисленными исследователями по различным районам. [4]
Часто используется удельный коэффициент продуктивности, обозначающий коэффициент продуктивности, отнесенный на 1 м мощности продуктивного пласта. Когда используется термин удельный, это должно быть специально подчеркнуто. [5]
Продуктивность определяется удельным коэффициентом продуктивности. [6]
Различают: 1) удельный коэффициент продуктивности - К. [7]
Промежуточные результаты ( увеличение удельного коэффициента продуктивности в 2 раза) были получены вскрытием на глинистом растворе при положительном дифференциальном давлении и цементированием с селективной изоляцией продуктивного пласта. [8]
Приводятся графики корреляционной зависимости удельных коэффициентов продуктивности от проницаемости пластов, зависимости промыслово-геофизических показателей от пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности пластов. [9]
С учетом значений толщин продуктивного пласта приросты удельного коэффициента продуктивности по нефти ( коэффициент продуктивности, приходящийся на 1м толщины пласта) в скважинах 102 и 387 составили соответственно 0 105 и 0 120 м3 / ( сут МПа м), т.е. являются практически одинаковыми. [10]
С учетом значений толщин продуктивного пласта приросты удельного коэффициента продуктивности по нефти ( коэффициент продуктивности, приходящийся на 1м толщины пласта) в скважинах 102 и 387 составили соответственно 0 105 и 0 120 м3 / ( сут МПа м), т.е. являются практически одинаковыми. [11]
При малой относительной глинистости наблюдается большой азброс значений удельного коэффициента продуктивности. Это вязано с преобладающим по сравнению с глинистостью влияния гроения скелета неглинистых и слабоглинистых песчаников на х проницаемость, от которой удельный коэффициент продуктив-ости находится в прямой зависимости: Незначительные вариации ормы, размеров, степени от сортированности и плотности укладки грен скелета вызывают большие изменения коэффициента про-ицаемости. [12]
Нефтяные пласты различаются между собой по средней величине удельного коэффициента продуктивности скважины. [13]
Примем, что дебит скважины в основном определяется удельным коэффициентом продуктивности на единицу эффективной толщины и слабо зависит от эффективной толщины, поскольку последняя изменяется незначительно. Существует минимально допустимый дебит нефти, и, если фактический дебит добывающей скважины ниже минимального экономически допустимого, то ее следует выключать из работы вместе с ее балансовыми и подвижными запасами нефти. Доля таких скважин в общем числе скважин принимается равной их доле в общих балансовых и общих извлекаемых запасах нефти. Дебит нефти добывающей скважины принимается пропорциональным ее коэффициенту продуктивности. Зональная неоднородность нефтяной залежи по дебитам добывающих скважин равна зональной неоднородности по их коэффициентам продуктивности. При выключении из работы малодебитных скважин с дебитом ниже минимального экономически допустимого получается искусственное разрежение сетки скважин. Эмпирическая формула доли теряемых подвижных запасов была получена для ситуации, когда зональную неоднородность нефтяных пластов по продуктивности описывает функция гамма-распределения. [14]
При бурении с промывкой такими растворами сокращается время освоения, увеличиваются удельные коэффициенты продуктивности и удельные дебиты, а также увеличиваются механические скорости при бурении электробуром. [15]