Cтраница 1
Начальный коэффициент продуктивности 15 скважин, пробуренных с промывкой глинистым раствором, колебался в пределах 3 - 22 5 м3 / ат сутки, в то время как максимальный начальный коэффициент продуктивности скв. [1]
Различие относительных начальных коэффициентов продуктивности скважин ( лг и лгэ) обусловлено зональной неоднородностью продуктивных пластов по проницаемости и может быть как фактически случившимся, так и целенаправленно выбранным. [2]
По отдельной добывающей скважине по начальному коэффициенту продуктивности по нефти и последующим коэффициентам продуктивности по нефти и воде устанавливают фактический коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды в пластовых условиях. [3]
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. [4]
На необходимость повторного освоения этой скважины указывали хорошая характеристика призабойной зоны пласта по каротажной диаграмме, высокий начальный коэффициент продуктивности и результаты исследования профиля приемистости и продуктивности скважин. Резкое снижение коэффициента продуктивности в процессе работ по освоению и закачке, видимо, объясняется закупориванием перового пространства гидратом окиси железа вследствие контактирования вод аллювиальных отложений с кислородом воздуха из-за негерметичности системы закачки и выпадения в осадок гидрата окиси железа в поровом пространстве пласта. [5]
Рс надо брать единицу); Л - доля снижения коэффициента продуктивности по нефти при обводнении скважины или занятая водой доля начального коэффициента продуктивности по нефти при забойном давлении выше давления насыщения Рсэ Рнас. [6]
Это надо сделать индивидуально по каждой скважине и в скважине индивидуально по каждому эксплуатируемому нефтяному пласту и обособленному слою, определив по ним начальные коэффициенты продуктивности по нефти. А в последующем при обводнении скважин надо будет по пластам и слоям определять коэффициенты продуктивности по нефти и воде, чтобы своевременно изолировать обводненные слои и пласты, радикально улучшая процесс разработки. [7]
В момент времени, когда заводнен только 1 % объема пластов зоны дренирования нагнетательной скважины, ее коэффициент приемистости по сравнению с ее начальным коэффициентом продуктивности увеличивается в 5 раз. При этом фильтрационное сопротивление на 4 / 5 оказывается занято маловязкой водой и на 1 / 5 занято высоковязкой нефтью. [8]
Начальный коэффициент продуктивности 15 скважин, пробуренных с промывкой глинистым раствором, колебался в пределах 3 - 22 5 м3 / ат сутки, в то время как максимальный начальный коэффициент продуктивности скв. [9]
По данным табл. 2.12 - 1 видно, что при снижении забойного давления добывающей скважины ниже давления насыщения происходит снижение коэффициента продуктивности скважины и т) - текущий коэффициент продуктивности оказывается заметно и значительно ниже % - начального коэффициента продуктивности, имеющего место при забойном давлении, равном или выше давления насыщения Рс Рнас. [10]
А [ - текущая средняя обводненность Пэ добывающих скважин в объемных долях в пластовых условиях в момент времени t; А и Д - обводненности выключаемой из работы и включаемой в работу добывающей скважины в объемных долях в пластовых условиях; Путь и пя-т я - суммы начальных коэффициентов продуктивности по нефти в объемных единицах в пластовых условиях соответственно пэ скважин, которые были оставлены добывающими, и п скважин, которые были превращены в нагнетательные. [11]
Такая детерминированная математическая модель у нас есть. Существенное отличие этой модели в том, что фактические начальные коэффициенты продуктивности по нефти и эффективные нефтяные толщины задаются по каждой работающей скважине и в скважине по каждому отдельному пласту и обособленному слою. По нагнетательным скважинам коэффициенты продуктивности умножаются на ц - соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях. По всем добывающим и нагнетательным скважинам задаются их забойные давления Рс и Рсн. [12]
Несмотря на значительные трудности количественного истолкования отдельных определений коэффициента продуктивности, на практике они имеют большое значение. Если измерения в группе скважин на одном промысле были проведены в одинаковых условиях, то их относительные значения важны, так как они выражают относительные мощности и проницаемость участков пласта, дренируемых отдельными скважинами. Были опубликованы обоснованные корреляции между начальным коэффициентом продуктивности и суммарной нефтеотдачей за период в У / 2 года для скважин на одном и том же промысле. Вычисление потенциальных свободных дебитов как произведения коэффициента продуктивности и пластового давления имеет практическое значение в известных нефтедобывающих районах. [13]
С учетом сказанного выше определение по индикаторным линиям начальной величины коэффициента продуктивности скважин должно обеспечивать получение достоверной величины его при любых комбинациях рассмотренных факторов. Но зато точность определения начального коэффициента трещиноватости, ради которой определяют начальный коэффициент продуктивности, увеличится. Действительная же величина коэффициента сжимаемости р т в этом случае может быть уточнена по формуле ( 210), если имеется соответствующая информация. [14]
Рассчитать процесс разработки пласта, используя соответствующие-данные, приведенные выше, принимая, однако, что начиная с того момента когда пластовое давление снизится до 62 am, в пласт будет закачиваться 60 % добываемого газа. Принимается, что коэффициент охвата равен единице. Рассчитать процесс разработки во времени, принимая, что все скважины имели один и тот же начальный коэффициент продуктивности, равный 1 16 м3 / сутки am, и установленный дебит 6 35 м3 / сутки эксплуатации. [15]