Относительное пластовое давление
Cтраница 1
Относительное пластовое давление можно определять через приведенный коэффициент возмещения до определенного предела, после которого необходимо применять истинный коэффициент возмещения. [1]
 |
Исходные статистические данные.| Результаты обработки данных. [2] |
Таким образом, установлено, что если относительное пластовое давление достигло значения 0 9 и ниже, то проведение кислотной обработки по обычной технологии нецелесообразно. Для газонасыщенных пластов Глинско-Розбышевского газоконденсат-ного месторождения значение предельного снижения пластового давления составляет 0 85 гидростатического. Поэтому для улучшения фильтрационной характеристики пластов с давлением 0 9 гидростатического и ниже их необходимо подвергать воздействию газокислотных смесей. [3]
Для разных месторождений, разрабатываемых при упруго-водонапорном режиме, равенство коэффициентов возмещения означает равенство их относительных пластовых давлений, средневзвешенных по соответствующим изменяющимся объемам, которые зависят от коэффициентов упругоемкости и начального пластового давления. [4]
Когда пластовое давление подсчитывают через коэффициент возмещения, больший единицы, то он всегда определяет величины относительного пластового давления. Уменьшение коэффициента возмещения указывает на понижение пластового давления, а увеличение - на повышение. [5]
Если же коэффициент возмещения меньше единицы, то его истинное значение только до определенного момента правильно определяет относительное пластовое давление, и поэтому в общем случае необходимо пользоваться его приведенной величиной. [6]
При исследовании зависимости отношения APi / APz потерь давления при фильтрации жидкости из блоков в трещины APi и в трещинах ДРз от относительного пластового давления выделены две группы скважин с коэффициентом продуктивности от 0 до 0.5 м3 / сут. Величины APi и ДР2 определены по методике Полларда. Видно, что при уменьшении относительного пластового давления исследуемое отношение APi / AP2 уменьшается. [7]
На рис. 5.9 показана зависимость отношения пористости ( кривая 1) и проницаемости ( кривая 2) трещин к их начальным значениям от относительного пластового давления, построенная по результатам гидродинамических исследований 56 добывающих скважин. В исследованных пределах снижения пластового давления происходит практически монотонное уменьшение пористости и проницаемости существующих трещин. [8]
Коэффициент возмещения рассматривается как величина, полученная в результате решения некоторой сложной нам неизвестной зависимости пластового давления, средневзвешенного по изменяющемуся объему пласта, от его параметров, свойств закачиваемой воды и Добываемой жидкости в реальных условиях разработки. Поэтому величиной коэффициента возмещения определяется относительное пластовое давление. [9]
При исследовании зависимости отношения APi / APz потерь давления при фильтрации жидкости из блоков в трещины APi и в трещинах ДРз от относительного пластового давления выделены две группы скважин с коэффициентом продуктивности от 0 до 0.5 м3 / сут. Величины APi и ДР2 определены по методике Полларда. Видно, что при уменьшении относительного пластового давления исследуемое отношение APi / AP2 уменьшается. [10]
Величиной р в ( 248) учитывается средневзвешенное по объему пластовое давление. Казалось бы, что давление нагнетания должно быть пропорционально относительной величине пластового давления, так как чем оно больше, тем большее давление требуется для введения в пласт некоторого объема воды. Но фактически оптимальное давление нагнетания обратно пропорционально относительному пластовому давлению. [11]
Вероятность встречи с аномальным давлением с увеличением глубины бурения возрастает. АВПД наиболее широко распространено в районах активной тектонической деятельности и в районах с соляно-купольной тектоникой. В связи с оценкой аномальности пластовых ( поровых) давлений величины относительного пластового давления часто называют коэффициентами аномальности давления пластовых флюидов. [12]
При выборе объектов для газокислотной обработки используют такие же критерии, как и при выборе объектов для кислотного воздействия по обычной технологии. Многими исследователями установлено отрицательное влияние на эффективность кислотного воздействия несвоевременного и неполного удаления из обработанной части пласта продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей. Для определения влияния пластового давления на эффективность кислотной обработки низкопроницаемых ( проницаемостью 0 01 - 0 02 мкм2) пластов была проведена обработка промысловых данных с использованием дисперсионного анализа по Битковскому нефтяному месторождению. Нулевая гипотеза сформулирована следующим образом: величина относительного пластового давления родл не влияет на дополнительную добычу после кислотной обработки. В табл. 9.8 приведена схема варьирования успешности и эффективности первых кислотных обработок на скважинах Битковского нефтяного месторождения за 20 лет; видно, что с ростом относительного пластового давления величина дополнительной добычи на одну обработку и успешность операций увеличиваются. FKp o osi т.е. нулевая гипотеза отвергается, и, следовательно, величина относительного пластового давления существенно влияет на дополнительную добычу после кислотной обработки, а значит, и на эффективность кислотной обработки. [13]
При выборе объектов для газокислотной обработки используют такие же критерии, как и при выборе объектов для кислотного воздействия по обычной технологии. Многими исследователями установлено отрицательное влияние на эффективность кислотного воздействия несвоевременного и неполного удаления из обработанной части пласта продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей. Для определения влияния пластового давления на эффективность кислотной обработки низкопроницаемых ( проницаемостью 0 01 - 0 02 мкм2) пластов была проведена обработка промысловых данных с использованием дисперсионного анализа по Битковскому нефтяному месторождению. Нулевая гипотеза сформулирована следующим образом: величина относительного пластового давления родл не влияет на дополнительную добычу после кислотной обработки. В табл. 9.8 приведена схема варьирования успешности и эффективности первых кислотных обработок на скважинах Битковского нефтяного месторождения за 20 лет; видно, что с ростом относительного пластового давления величина дополнительной добычи на одну обработку и успешность операций увеличиваются. FKp o osi т.е. нулевая гипотеза отвергается, и, следовательно, величина относительного пластового давления существенно влияет на дополнительную добычу после кислотной обработки, а значит, и на эффективность кислотной обработки. [14]
При выборе объектов для газокислотной обработки используют такие же критерии, как и при выборе объектов для кислотного воздействия по обычной технологии. Многими исследователями установлено отрицательное влияние на эффективность кислотного воздействия несвоевременного и неполного удаления из обработанной части пласта продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей. Для определения влияния пластового давления на эффективность кислотной обработки низкопроницаемых ( проницаемостью 0 01 - 0 02 мкм2) пластов была проведена обработка промысловых данных с использованием дисперсионного анализа по Битковскому нефтяному месторождению. Нулевая гипотеза сформулирована следующим образом: величина относительного пластового давления родл не влияет на дополнительную добычу после кислотной обработки. В табл. 9.8 приведена схема варьирования успешности и эффективности первых кислотных обработок на скважинах Битковского нефтяного месторождения за 20 лет; видно, что с ростом относительного пластового давления величина дополнительной добычи на одну обработку и успешность операций увеличиваются. FKp o osi т.е. нулевая гипотеза отвергается, и, следовательно, величина относительного пластового давления существенно влияет на дополнительную добычу после кислотной обработки, а значит, и на эффективность кислотной обработки. [15]
Страницы: 1