Удельный коэффициент - продуктивность
Cтраница 2
 |
Зависимость продуктивности скважин Трехозерного месторождения т от содержания карбонатного С и глинистого Г цементов в пластах. [16] |
Кривая 5 отражает зависимость изменения ( увеличение, уменьшение -) удельного коэффициента продуктивности на 1 % карбонатного цемента от содержания его в смеси с глинистым. Эта кривая показывает, что с увеличением глинистой фракции в цементе до 10 - 12 % снижается удельный коэффициент продуктивности. Поскольку он является отношением продуктивности скважины к содержанию карбонатного цемента в породе пласта, то с увеличением карбонатности в составе пластового цемента продуктивность скважин увеличивается. А при увеличении глинистого цемента от 12 до 20 % происходит резкое снижение ее, несмотря на рост карбонатности пласта. [17]
Пусть, для примера продуктивный пласт состоит из двух однородных пропластков, удельные коэффициенты продуктивности которых существенно различаются. Если обводняющийся пропласток в нижней части эксплуатационного объекта, то совершенно очевидно, чт зумпф скважины заполнится водой при любом ее дебите. Если обводняющийся пропласток находится в верхней части эксплуатационного объекта, то возможность осаждение воды, поступающей из пласта на забой, существенно зависит от соотношения притоков из пропластков и дебита скважины в целом. [18]
Также могут быть показаны разные значения начального коэффициента продуктивности по нефти или удельного коэффициента продуктивности на единицу эффективной нефтяной толщины пластов; разные значения числа обособленных нефтяных слоев. [19]
К числу идентифицируемых параметров относятся также модифицированные фазовые проницаемости нефти, воды и газа, удельные коэффициенты продуктивности и приемистости. [20]
Учитывая специфику выработки запасов из газонефтяных и газоводонефтяных зон, необходимо дать мотивированное обоснование толщинам, которые принимаются в расчете гидропроводности, удельных коэффициентов продуктивности, приемистости, дебитов скважин. [21]
На стадии поисково-разведочных работ, когда из продуктивных пластов отбирается керн и определяются в лабораторных условиях значения проницаемости и пористости, изучается зависимость между параметром Рк и удельным коэффициентом продуктивности / Суд. Строится график зависимости между Рк и / Суд ( рис. 2), с. [22]
Во-первых, вы увидите, что продвижение фронтов не отличается большой неравномерностью, сравнимой с фактической неоднородностью скважин, соседних в рядах скважин, по коэффициенту продуктивности и удельному коэффициенту продуктивности на единицу эффективной толщины нефтяных пластов. [23]
Итак, по всем разведочным скважинам по пластам определены коэффициенты продуктивности и, значит, зональная неоднородность пластов по продуктивности; по всем исследованным скважинам по эффективным толщинам и удельным коэффициентам продуктивности оценены послойные неоднородности и определена средняя послойная неоднородность. [24]
Недостатком известного способа разработки многопластового месторождения с объединением нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект является то, что при объединении пластов без учета их нефтяной толщины, их среднего коэффициента продуктивности и удельного коэффициента продуктивности на единицу нефтяной толщины, их зональной и послойной неоднородности по проницаемости в отдельных случаях возможно такое значительное увеличение неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой, что вместо ожидаемого увеличения среднего дебита нефти на скважину происходит его снижение, что приводит к более раннему выключению скважин из эксплуатации и снижению нефтеотдачи пластов. [25]
Одна из таких методик определения нижнего кондиционного предела коллектора, предложенная во ВНИИ по материалам месторождения Узень, использует эмпирическую зависимость между проницаемостью продуктивных пластов ( горизонты XIII - XVIII) по кернам и удельным коэффициентом продуктивности интервалов, откуда отобраны эти керны. Предполагается, что найденные по этой зависимости границы коллектор-неколлектор в дальнейшем должны корректироваться с учетом экономических и технологических показателей, в том числе и факторов, определяющих механизм массопереноса в пластах, микропроцессы 6 необычной ( полимиктовой) пористой среде. [26]
Далее будем рассматривать существенно более сложную ситуацию, когда не один случай, а множество случаев, когда не одна скважина, а большая совокупность скважин, и у этих скважин тоже два нефтяных пласта, эти пласты различаются по удельному коэффициенту продуктивности в М раз, но не в каждой скважине, а в среднем по всем скважинам один пласт ( скажем, верхний) отличается от другого пласта ( соответственно нижнего) в М раз. [27]
Характеристика основных технологических свойств ГЭР по некоторым скважинам дана в табл. 3.78. Следует отметить, что благодаря углеводородной основе и низкой депрессии на продуктивный пласт, в процессе вскрытия продуктивного коллектора отмечались нефтепроявления, что не было характерным в случае применения глинистых систем растворов, а удельный коэффициент продуктивности по отдельным скважинам увеличился более, чем в 5 раз, при снижении времени освоения до 2 5 раз. [28]
Видно, что при очень высокой расчетной послойной неоднородности ( V2 2 0) и очень высокой зональной неоднородности ( У32 1.5) объединение нефтяных пластов оказывается нерациональным; при менее высокой расчетной послойной неоднородности ( V2 1 0) возможно объединение нефтяных пластов, различающихся в среднем по удельному коэффициенту продуктивности в М 2 - ьЗ раза. [29]
Из табл. 2.6 видно, что при очень высокой расчетной послойной неоднородности ( V2 2 0) и очень высокой зональной неоднородности ( V / 1 5) объединение нефтяных пластов оказывается нерациональным; при менее высокой расчетной послойной неоднородности ( У2 1 0) возможно объединение нефтяных пластов, различающихся в среднем по удельному коэффициенту продуктивности в М 2 - нЗ раза. [30]
Страницы: 1 2 3 4