Cтраница 2
А / 5 кгс / см2) не рекомендуется пользоваться формулами ( 59) и ( 71) для определения среднего значения коэффициента проницаемости, так как в этом случае 8гср в несколько раз больше е ( - ( см. табл. 38, скв. При таких больших депрессиях необходимо строить зависимость А Г / ( Ар), находить значение коэффициента Джоуля - Томсона в рассматриваемой зоне, после чего определять значение проницаемости для этой же зоны. [16]
Карта равной проницаемости - составляется для нефтеносного пласта по значениям коэффициента проницаемости. Среднее значение коэффициента проницаемости пласта, вскрытого данной скважиной, определяется как средневзвешенное по мощности пласта. На К.р.п. изолиниями показаны степень и характер распределения проницаемости пород, слагающих пласт, что позволяет вычислить величину средневзвешенного по объему пласта коэффициента проницаемости; эту величину широко используют при решении вопросов разработки нефтяных и газовых м-ний. [17]
КАРТА РАВНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ - составляется для нефтеносного пласта по значениям коэффициента проницаемости. Среднее значение коэффициента проницаемости пласта, вскрытого данной скважиной, определяется как средневзвешенное по мощности пласта. [18]
На месторождениях со средним значением коэффициента проницаемости продуктивных пластов до k 0 44 - 0 6 Д с экономической точки зрения целесообразно применять активные системы разработки ( избирательная, площадная), а на месторождениях, где &06 - - 0 8 Д, оптимальными являются многорядные системы. В то же время чрезмерная интенсификация добычи нефти ( темпы отбора 15 % и выше) ведет к ухудшению технико-экономических показателей. Применение многорядных систем заводнения на залежах нефти со средним значением коэффициентов проницаемости пластов & 0 6 Д и более обеспечивает более высокие технико-экономические показатели и нефтеотдачу. На залежах нефти с высокой вязкостью ( ц10 сП и более) использование однорядных систем заводнения нерационально как экономически, так и с точки зрения обеспечения высокой нефтеотдачи. [19]
Наиболее активно разрабатывается пласт C-III, менее активно - пласты C-I и С - П и весьма слабо - остальные пласты. Причинами неравномерной выработки продуктивных пластов являются различия их геолого-физических характеристик. Средние значения коэффициента проницаемости колеблются от 0 352 мкм2 по пласту C-V до 1 109 мкм2 по пласту C-III. Совместное вскрытие и перфорация всех пластов в нагнетательных скважинах показала, что воду, как правило, принимают пласты с лучшей характеристикой. [20]
На основании алгоритма уточнения фильтрационных параметров продуктивного пласта найден коэффициент проницаемости зоны дренирования скв. Ухудшенные свойства призабойной зоны не учитывались, так что среднее значение коэффициента проницаемости рассматриваемой зоны дренирования может быть выше полученного. Считается, что вскрыт весь продуктивный интервал. [21]
На месторождениях со средним значением коэффициента проницаемости продуктивных пластов до k 0 44 - 0 6 Д с экономической точки зрения целесообразно применять активные системы разработки ( избирательная, площадная), а на месторождениях, где &06 - - 0 8 Д, оптимальными являются многорядные системы. В то же время чрезмерная интенсификация добычи нефти ( темпы отбора 15 % и выше) ведет к ухудшению технико-экономических показателей. Применение многорядных систем заводнения на залежах нефти со средним значением коэффициентов проницаемости пластов & 0 6 Д и более обеспечивает более высокие технико-экономические показатели и нефтеотдачу. На залежах нефти с высокой вязкостью ( ц10 сП и более) использование однорядных систем заводнения нерационально как экономически, так и с точки зрения обеспечения высокой нефтеотдачи. [22]