Cтраница 2
Начнем с того, что огромное множество нефтяных пластов, залежей и месторождений отличается колоссальным разнообразием. Нам кажется очень важным и полезным классифицировать нефтяные пласты по среднему коэффициенту продуктивности скважин, пробуренных на эти пласты, или по величине гидропроводности, определенной по среднему коэффициенту продуктивности. Несомненно, что с практической точки зрения это важнейший параметр нефтяных пластов, но нам хотелось бы подчеркнуть инвариантность ( независимость) этого параметра относительно глубины залегания нефтяных пластов. Действительно, чем больше глубина пластов, тем дороже скважины, тем больше капитальные затраты на разработку нефтяных пластов; но одновременно, чем больше глубина скважин, тем при прочих равных условиях больше депрессия на нефтяные пласты, больше дебит нефти и больше экономический эффект от добычи и реализации нефти. Получается, что капитальные затраты и экономический эффект от добычи нефти одинаково пропорциональны глубине залегания пластов. [16]
Начнем с того, что огромное множество нефтяных пластов, залежей и месторождений отличается колоссальным разнообразием. Нам кажется очень важным и полезным классифицировать нефтяные пласты по среднему коэффициенту продуктивности скважин, пробуренных на эти пласты, или по величине гидропроводности, определенной по среднему коэффициенту продуктивности. Несомненно, что с практической точки зрения это важнейший параметр нефтяных пластов, но нам хотелось бы подчеркнуть инвариантность ( независимость) этого параметра относительно глубины залегания нефтяных пластов. [17]
При анализе КВД опытных участков после обработки ПДС встречаются случаи неоднократного увеличения коэффициента гидропроводности. Ромашкинского месторождение значения k - hl i в ближней зоне после обработки ПДС возрастает с 0 005 до 0 41 мкм2 - м / ( мПа - с), а по РГД происходит только перераспределение фильтрационных потоков при постоянной величине работающей толщины. Эта скважина находится в водонефтяной зоне. На этих участках через добывающие скважины было дополнительно извлечено 6 6 и 10 8 тыс. т нефти. Многократное возрастание величины гидропроводности в призабойной зоне в несколько раз ( кривые 3 и 4, на рис. 3.24) указывает на проникновение ПДС на значительное расстояние от забоя скважин. [18]
При анализе КВД опытных участков после обработки ПДС встречаются случаи неоднократного увеличения коэффициента гидропроводности. Ромашкинского месторождения значения Ш / а в ближней зоне после обработки ПДС возрастают с 0 005 до 0 41 мкм2 - м / мПа - с, а по РГД происходит только перераспределение фильтрационных потоков при постоянной величине работающей толщины. Эта скважина находится в водонефтяной зоне. На этих участках через добывающие скважины было дополнительно извлечено 6 6 и 10 8 тыс. т нефти. По-видимому, многократное возрастание величины гидропроводности в призабойной зоне в несколько раз ( см. рис. 5.20, кривые 3 и 4) указывает на проникновение ПДС на значительное расстояние от забоя скважин. При наличии узких промытых зон или литологических каналов существует вероятность проникновения ее на большие расстояния. [19]