Cтраница 2
К категории запасов С2 относят запасы залежи или некоторой ее части, которые выявлены в промежуточных и выше залегающих пройденных бурением, но не опробованных продуктивных пластов на разведанном или разрабатываемом месторождении по результатам бурения, керна и ГИС. В этом случае режим залежей, коэффициенты вытеснения, продуктивность скважин, пластовое давление и температура, гидро - и пьезопровод-ность принимаются по аналогии с выявленными залежами в тех же пластах соседних месторождений. [16]
Если вытесняемая и вытесняющая фазы - слабосжимаемые капельные жидкости, влиянием сжимаемости на распределение насыщенности часто можно пренебречь. Действительно, характерное время нестационарного перераспределения давления за счет сжимаемости составляет t L2 / x, где х - коэффициент пьезопровод-ности; L - характерный размер. [17]
Если вытесняемая и вытесняющая фазы - слабссжимаемые капельные жидкости, влиянием сжимаемости на распределение насыщенности часто можно пренебречь. Действительно, характерное время нестационарного перераспределения давления за счет сжимаемости составляет t - L2 / x, где - коэффициент пьезопровод-ности; L - характерный размер. [18]
При разработке нефтяных месторождений также увеличиваются фильтрационные сопротивления вблизи контакта нефть - вода. Рассмотрение нефтяной залежи в виде укрупненной скважины и применение соответствующих формул теории упругого режима позволяют по известному закону изменения пластового давления и дебита залежи во времени уточнять фильтрационные сопротивления [42] и пьезопровод-ность пласта [59] в законтурной области. Расчеты по этим формулам показывают, что часто гидропроводность законтурной области занижена ( хуже) по сравнению с гидропроводностью в нефтяной залежи. [19]
Пьезопроводность, характеризующая скорость перераспределения давления в упругом пласте, в связи с изменением пористости и проницаемости изменяется в различных направлениях. В нефтяной части пласта Пьезопроводность имеет меньшее значение, чем в зоне, насыщенной водой. Так, по данным И. Г. Пермякова Пьезопроводность девонского песчаника Dt Туймазинского месторождения изменяется в пределах от 1 22л 2 / сек в нефтяной части пласта до 3 02 м2 / сек в водяной, а для девонского песчаника D2 того же месторождения изменяется в пределах от 0 80 м2 / сек в нефтяной части пласта до 2 15 м2 / сек в водяной части. Величина пьезопровод-ности также зависит от вязкости жидкости, сжимаемости воды и породы. [20]
В случае несжимаемой среды процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном ( водяном) пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное эксплуатацией пласта скважинами, может длиться очень долго. Скорость передачи давления характеризуется коэффициентом пьезопровод-ности. [21]
Пласты Д и Дц, разобщенные глинистым пропластком мощностью до 12 м, гидродинамически связаны между собой благодаря тому, что глинистый раздел местами размыт. Пласты Дх и Дц представлены мелкозернистыми, хорошо отсортированными кварцевыми песчаниками с тонкими прослоями алевролитов. Наиболее характерными радиусами поровых каналов для девонских песчаников являются радиусы от 7 до 12 мк. Объем этих пор составляет 60 - 75 % объема всех пор. Для малопроницаемых образцов характерны поры с радиусами 6 - 8 мк. Объем этих пор не превышает 30 % объема перового пространства. Пьезопроводность песчаников Дх и Дц ( обычно) варьирует в пределах от 1000 до 30 000 см / сек. При этом пьезопровод-ность песчаников на одном и том же участие структуры неодинакова в различных направлениях, что объясняется литологической неоднородностью и трещиноватостью пластов. Коэффициент упругости песчаников колеблется в среднем около 1 10 - Б Цат. [22]