Удельный коэффициент - продуктивность
Cтраница 3
Обобщенные данные по добыче нефти, газа, воды: фонд эксплуатационных скважин по годам, в том числе, действующих, фонд скважин по способам эксплуатации по годам ( в % к общему фонду), фонд скважин, работающих на отдельные пласты, добыча нефти по месторождению с начала разработки по годам; текущая добыча нефти ( годовая, месячная, суточная); текущая и накопленная добыча воды; текущая и накопленная добыча жидкости в пластовых условиях; добыча нефти по способам эксплуатации; начальные и текущие дебиты скважин; средний дебит скважин; в том числе по способам эксплуатации; дебитограммы и профили притока; распределение добычи по пластам и накопленной и текущей добычи нефти и жидкости по участкам; карты суммарных отборов и текущего состояния разработки; график разработки; общий и удельный коэффициент продуктивности; добыча нефти и жидкости по рядам скважин, расчетным участкам во времени. [31]
Величины К.п.с. колеблются от долей тонны до сотен тонн в сутки на атмосферу. Различают: 1) удельный коэффициент продуктивности - К.п.с., отнесенный к единице вскрытой данной скважиной мощности пласта ( в 1 м); 2) приведенный коэффициент продуктивности - коэффициент продуктивности данной гидродинамически несовершенной скважины, если бы она была гидродинамически совершенной и работала при том же перепаде давления. Приведенный К.п.с. численно равен отношению коэффициента продуктивности к коэффициенту совершенства скважины. [32]
Таким образом, основным параметром, который изменяется при воздействии на призабойную зону, является коэффициент S, и для увеличения продуктивности пропластка нужно стремиться к уменьшению S, минимальное значение которого может достигнуть - 1 5 ( см. рис. 2.7), применяя методы воздействия на призабойную зону, ведущие к резкому увеличению ее проницаемости по сравнению с проницаемостью пласта. Если и в этом случае удельный коэффициент продуктивности малопроницаемого пропластка остается ниже, чем у высокопроницаемого, то для выравнивания фронта вытеснения остается понижать продуктивность хорошо проницаемого пропластка, а это обычно ведет к чувствительному уменьшению дебитов скважин. [33]
На степень изменчивости основных параметров в известной степени влияют выбранные для расчетов нижние пределы проницаемости и минимальные толщины промыш-ленно-продуктивных пластов. Нижний предел проницаемости определяется по корреляционной зависимости между удельным коэффициентом продуктивности, а минимальная эффективная нефтенасыщенная толщина - по корреляционной зависимости между перфорированной толщиной и удельным коэффициентом продуктивности. [34]
Значение k f устанавливают по экономически оправданному для данного района минимальному значению удельного коэффициента продуктивности. Поскольку для межзерновых коллекторов существует довольно тесная корреляционная связь между проницаемостью и пористостью, то граничному значению k 9 должно соответствовать минимальное значение k %, также характеризующее границу коллектор-неколлектор. [35]
Достаточно уверенно можно говорить лишь о том, что имеется тенденция небольшого снижения удельного коэффициента продуктивности при некотором увеличении пластового давления. [36]
 |
Зависимость продуктивности скважин Трехозерного месторождения т от содержания карбонатного С и глинистого Г цементов в пластах. [37] |
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. [38]
Также производится определение средних значений и неоднородностей дебитов скважин, их коэффициентов продуктивности, эффективных толщин, удельных коэффициентов продуктивности на единицу эффективной толщины; показателя общей неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой в добывающую скважину, соотношения подвижностей воды и нефти, коэффициента различия физических свойств нефти и воды, доли посторонней воды, показателя снижения коэффициента продуктивности добывающей скважины по нефти при снижении ее забойного давления ниже давления насыщения, показателя снижения охвата пластов заводнением при разрежении сетки скважин, шага хаотической изменяемости эффективной толщины, фактической средней долговечности скважины до капитального ремонта и возможных многих других параметров. [39]
На степень изменчивости основных параметров в известной степени влияют выбранные для расчетов нижние пределы проницаемости и минимальные толщины промыш-ленно-продуктивных пластов. Нижний предел проницаемости определяется по корреляционной зависимости между удельным коэффициентом продуктивности, а минимальная эффективная нефтенасыщенная толщина - по корреляционной зависимости между перфорированной толщиной и удельным коэффициентом продуктивности. [40]
 |
Картограмма записи глубинного дебитомера. [41] |
Анализ этих данных показывает, что приток жидкости к скважине распределяется по интервалам неравномерно. Удельный коэффициент продуктивности по перфорированному разрезу увеличивается снизу вверх. Наименее продуктивной является нижняя часть разреза. Очевидно, здесь количество трещин на единицу поверхности ниже или раскрытость трещин меньше. [42]
В практике разработки нефтяных месторождений часто используется понятие коэффициента продуктивности К. Он определяется как отношение дебита дегазированной нефти к единице перепада давления, когда последний стремится к нулю. Удельный коэффициент продуктивности - это коэффициент продуктивности, отнесенный к единице мощности пласта. [43]
В месторождении Сэн-Джоакин было пробурено восемь скважин. Первая группа в количестве четырех скважин закончена при нормальном водном глинистом растворе, а вторая - при помощи раствора на нефтяной основе. Первоначальный удельный коэффициент продуктивности для скважин второй группы был на 50 - 200 % выше, чем для первой. [44]
Исследование 141 скважины в Калифорнии на 14 промыслах показало совершенно иные результаты. Полученные данные приведены на фиг. Ординаты представлены удельными коэффициентами продуктивности, умноженными на цр ( lgr / rc) / 9 4, для ге Гс 2000 и на коэффициент ( 1 - В), дающий поправку на содержание воды в нефти, где В выражает водную часть всей жидкости. [45]
Страницы: 1 2 3 4