Cтраница 1
Изменение коэффициента гидропроводности на минимальном и максимальном начальных режимах эксплуатации скважин по большинству исследований находится в пределах 1 1 - 2 2 раза. [1]
Такой же порядок изменения коэффициента гидропроводности пласта по материалам исследования 33 скважин 13 нефтяных месторождений на 100 режимах эксплуатации. [2]
Аналогичная закономерность наблюдается и по изменению коэффициента гидропроводности пласта, определенного по кривой восстановления давления. [3]
Косвенно это свидетельствует о том, что изменение коэффициента гидропроводности на разных режимах не обусловлено процессами выделения и перераспределения газа в стволе скважины, поскольку при прочих равных условиях эти процессы зависят от величины его объема. Этот вывод подтверждается еще тем, что увеличение коэффициента гидропроводности с ростом депрессии на пласт происходит и при изливе воды в нагнетательных скважинах, в которых выделение и перераспределение газа в стволе скважины практически отсутствуют. [4]
Таким образом, в нефтяных добывающих скважинах изменение коэффициента гидропроводности частично, а в нагнетательных почти полностью согласуется с изменением работающей толщины пласта в связи с началом фильтрации по отдельным пропласткам по мере увеличения депрессии на пласт. [5]
Это близко, но несколько меньше степени изменения коэффициента гидропроводности пласта. [6]
Как известно, показателем проявления нелинейности закона фильтрации принято считать искривление индикаторных диаграмм и изменение коэффициента гидропроводности пласта, определенного по кривой восстановления забойного давления, в зависимости от режима работы скважины. [7]
Кроме вышерассмотренных в опубликованной литературе имеется ряд других предположений, которые, по мнению их авторов, могут обусловливать изменение коэффициента гидропроводности пласта. [8]
Во-сточно - Сулеевско-Алькеевского разрешающего ряда Ромашкинско-го нефтяного месторождения, когда наблюдения в реагирующих добывающих скважинах велись при пуске и остановке возмущающих нагнетательных скважин, также позволило обнаружить изменение коэффициента гидропроводности с изменением величины импульса возмущения. [9]
Поскольку факторы, обусловливающие структурно-механические свойства системы жидкость - пористая среда, наиболее сильно выражены при фильтрации нефтей, чем воды и газа, то большую степень изменения коэффициента гидропроводности при ис следовании нефтяных скважин следует считать свидетельством проявления неньютоновских свойств фильтрующейся жидкости в пласте. [10]
Рассматриваемое явление впервые было обнаружено при исследовании нагнетательных скважин. Однако с этой точки зрения нельзя объяснить случаи увеличения коэффициента гидропроводности пласта с увеличением дебита ( с уменьшением забойного давления, когда трещины должны смыкаться) в добывающих скважинах. Более того, изменение коэффициента гидропроводности пласта в добывающих скважинах до сих пор не учитывают, часто относя это к ошибкам опытов. [11]
Для подтверждения сказанного была рассмотрена степень изменения гидродинамической характеристики пласта по данным исследования трех скважин на установившихся и неустановившихся режимах закачки при забойных давлениях выше и ниже критического. По нашему мнению, только небольшая часть изменения гидродинамической характеристики пласта на установившихся режимах закачки может быть объяснена раскрытием трещин в призабойной зоне скважины. В самом деле, изменение коэффициента гидропроводности пласта в 2.2 раза, полученное по кривой восстановления забойного давления, характеризующего коллектор на некотором удалении от забоя скважины, где раскрытие трещин практически не происходит, не является результатом изменения проницаемости пласта за счет раскрытия ( или смыкания) трещин. [12]