Cтраница 1
Граничные градиенты давления ( ГДДС и ГДГТРС) определяются графическим путем по линии течения нефти через образец породы. [1]
Граничные градиенты давления ( ГДДС и ГДПРС) определяются графическим путем по линии течения нефти через образец породы. Видно ( см. рис. 1.3), что ГДПРС ( на графике обозначено Нт) определяется как абсцисса точки б на этой линии, а ГДДС ( на графике обозначено Н) - как точка пересечения оси абсцисс ( оси градиентов давления) с воображаемой линией, получаемой при экстраполяции наиболее крутого ( восходящего) участка линии течения. [2]
Как известно [2], граничные градиенты давления зависят от проницаемости пористой среды - к. Поэтому для построения карт распределения этих параметров необходимо иметь карту распределения коэффициента проницаемости пласта. Карты предельных динамических напряжений сдвига и проницаемости пласта, построенные в одном масштабе, разбиваются на одинаковые квадраты. На вершинах квадратов по картам определяются значения предельных динамических напряжений сдвига и коэффициент проницаемости пласта. [3]
Сущность метода построения указанных карт заключается в нахождении расчетным путем значений граничных градиентов давления в точках, равномерно распределенных по площади залежи, и проведении линейной интерполяции с последующим соединением плавной линией точек с одинаковыми значениями градиентов. Наиболее трудоемкой операцией является нахождение градиентов динамического давления сдвига и градиентов предельного разрушения структуры. [4]
Кроме того, с усилением неоднородного строения пласта и увеличением различий в проницаемости пород растут значения граничного градиента давления сдвига менее проницаемых зон и слоев. Это затрудняет вовлечение их в активную разработку путем повышения градиента пластового давления. Так, при соотношении проницаемости пород в слоях и зонах 5 8 граничные градиенты давления отличаются в два раза, а при 20-кратном отличии проницаемости пород - в четыре раза. Обеспечение активной выработки таких участков пласта повышением градиентов пластового давления является уже проблематичным. Многократное повышение градиента пластового давления сопровождается резким ростом отбора жидкости. При эксплуатации скважин с обводненной продукцией это не всегда является целесообразным. [5]
Для предотвращения образования застойных зон вследствие проявления структурно-механических свойств нефти в процессе разработки необходимо знать характер распределения граничных градиентов давления по площади залежи. Это возможно путем построения карт распределения граничных градиентов давления: карты градиентов динамического давления сдвига и карты градиентов предельного разрушения структуры. [6]
Для предотвращения образования застойных зон вследствие проявления структурно-механических свойств нефти в процессе разработки необходимо знать характер распределения граничных градиентов давления по площади залежи. Это возможно путем построения карт распределения граничных градиентов давления: карты градиентов динамического давления сдвига и карты градиентов предельного разрушения структуры. [7]
Как будет показано ниже, некоторые факторы структурооб-разования могут быть учтены комплексными реологическими характеристиками нефтей. Такими характеристиками могут быть динамическое напряжение сдвига, граничные градиенты давления, а также постоянные параметры эмпирических аппроксимаций. [8]
Это предупреждает прорыв воды и способствует равномерной выработке зонально-неоднородных по проницаемости пластов. Таким образом, при совместной эксплуатации слоев и зон неоднородного пласта с соотношением коэффициентов проницаемостей пород менее 1 67 величины граничных градиентов давлений сближаются. При этом влияние аномалий вязкости нефти на выработку менее проницаемых слоев и зон ослабляется. При совместной эксплуатации такие неоднородные пласты вырабатываются более равномерно. [9]
При прочих равных условиях чем больше вявкость нефти тем дальше от сквахинк располагается вон проявления аномальных оворотв нефти. Однако следует отметить что о уменьшением проницаемости существенно возрастил граничные градиенты давления. [10]
Кроме того, с усилением неоднородного строения пласта и увеличением различий в проницаемости пород растут значения граничного градиента давления сдвига менее проницаемых зон и слоев. Это затрудняет вовлечение их в активную разработку путем повышения градиента пластового давления. Так, при соотношении проницаемости пород в слоях и зонах 5 8 граничные градиенты давления отличаются в два раза, а при 20-кратном отличии проницаемости пород - в четыре раза. Обеспечение активной выработки таких участков пласта повышением градиентов пластового давления является уже проблематичным. Многократное повышение градиента пластового давления сопровождается резким ростом отбора жидкости. При эксплуатации скважин с обводненной продукцией это не всегда является целесообразным. [11]