Cтраница 1
Функция относительной производительности скважины учитывает геометрию сетки расположения скважин, долю нагнетательных в общем числе скважин, их типичное местоположение относительно окружающих добывающих скважин, типичную неоднородность по коэффициенту продуктивности, наблюдающуюся между соседними скважинами, а также различную подвижность нефти и вытесняющего агента в пластовых условиях. [1]
Функция относительной производительности скважины может иметь такой вид ( хотя она может быть значительно более сложной универсальной. [2]
Примером такой аналитической функции является - функция относительной производительности скважины. [3]
Амплитудный дебит прямо пропорционален ф - функции относительной производительности скважины. [4]
Еще надо отметить достаточную универсальность формулы общего дебита системы скважин ( включая сюда функцию относительной производительности скважины), поскольку она может быть применена в широком диапазоне значений параметров и действующих факторов. Но здесь был представлен сравнительно простой ( хотя и наиболее часто применяемый) вариант формулы общего дебита системы скважин, имеются гораздо более сложные и более универсальные варианты. [5]
Др - перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин, МПа; ф - функция относительной производительности скважины, доли единицы ( вместе учитывают нагнетательные и добывающие скважины); е - доля уменьшения дебита: кважин вследствие неоднородности продуктивных пластов. [6]
Отмечая простоту формулы амплитудного дебита нефтяной залежи ( явный учет всех существенных параметров и факторов), надо особо отметить простоту функции относительной производительности скважины и то обстоятельство, что при постоянстве этой функции производительности ( при постоянстве схемы заводнения и соотношения добывающих и нагнетательных скважин) увеличение общего числа скважин приводит к прямо пропорциональному увеличению общего дебита, что сгущение сетки скважин не приводит к уменьшению дебита на скважину. При проектировании разработки большинства нефтяных месторождений ( когда применяется внутриконтурное заводнение, либо потому что достаточно велика нефтяная площадь, либо потому что малопродуктивные нефтяные пласты) сначала надо определить рациональную максимальную величину функции относительной производительности скважины, затем сохранять эту рациональную величину и определять рациональное общее число скважин, рациональную величину начальных извлекаемых запасов нефти на скважину. [7]
Лср - средний коэффициент продуктивности скважин, рассчитанный по всем скважинам прямым или косвенным способами; / ц - общее число пробуренных и введенных в работу скважин; рн - Рд - соответственно давление на забое нагнетательных и добывающих скважин; ф - функция относительной производительности скважин ( дебит жидкости на одну скважину при единичных средних коэффициенте продуктивности и перепаде давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин); - коэффициент эксплуатации. [8]
Для решения этой проблемы необходимо исследовать функцию относительной производительности скважины р и параметры, влияющие на темп отбора запасов нефти. [9]
В соответствии с этой формулой строят график зависимости q - удельного дебита нефти на пробуренную скважину от Q - накопленного отбора нефти, на этом графике выделяют прямолинейные отрезки ( периоды стабильной эксплуатации), которые экстраполируют до пересечения с осью абсцисс, где определяют Qo - действительно введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти, и до пересечения с осью ординат, где определяют ql - фактический амплитудный дебит на пробуренную скважину. Этот амплитудный дебит ql может изменяться во времени в связи с изменением, как уже было отмечено, величины Ф - функции относительной производительности скважины, в связи с разбуриванием менее продуктивных участков нефтяной залежи и в связи с засорением нефтяных пластов и снижением коэффициента продуктивности скважин и, конечно, в связи с изменением ( - РСВ-РС) - разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. Кстати, все эти изменения контролируемые, и их можно подтвердить или отвергнуть по фактическим данным разработки залежи. [10]
Отмечая простоту формулы амплитудного дебита нефтяной залежи ( явный учет всех существенных параметров и факторов), надо особо отметить простоту функции относительной производительности скважины и то обстоятельство, что при постоянстве этой функции производительности ( при постоянстве схемы заводнения и соотношения добывающих и нагнетательных скважин) увеличение общего числа скважин приводит к прямо пропорциональному увеличению общего дебита, что сгущение сетки скважин не приводит к уменьшению дебита на скважину. При проектировании разработки большинства нефтяных месторождений ( когда применяется внутриконтурное заводнение, либо потому что достаточно велика нефтяная площадь, либо потому что малопродуктивные нефтяные пласты) сначала надо определить рациональную максимальную величину функции относительной производительности скважины, затем сохранять эту рациональную величину и определять рациональное общее число скважин, рациональную величину начальных извлекаемых запасов нефти на скважину. [11]