79. Профиль приведённого текущего пластового давления в нефтяной залежи при её разработке.
Локальные воронки действующих скважин обращены вершинами вверх. Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на 15-20%, а иногда и более. Положение каждого разрешающего ряда соответствует исскуственному контуру питания.
80. Перепады давления в добывающих и нагнетательных скважинах при разработке нефтяной залежи.
Перепад давления, соответствующий локальной воронке, применительно к добывающей скважине называют депрессией на забое скважины ΔРскв.д, применительно к нагнетательной скважине – регрессией на забое скважины Рскв.н. В качестве обобщающего термина наиболее часто применяют термин перепада давления скважин.
В добывающей скв. Забойное давление Рзаб.д меньше текущего пластового давления Рпл.тек. на величину депрессии, в нагнетательной скв. ΔРзаб.н больше Рпл.тек на величину регрессии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скв. определяются выражениями:
ΔРскв.д = Рпл.тек – Рзаб.д; Рскв.н= Рзаб.н – Рпл.тек.)
При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скв. и регрессия на забое нагнетательной скв. находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жидкости ϥж и приемистости W:
ϥж= К’(Рпл.тек –Рзаб.д); W= К”( Рзаб.н – Рпл.тек.).
82. Избыточная величина пластового давления в различных частях залежей УВ.
Разницу между фактическим пластовым давление и гидростатическим на одной и той же отметки продуктивного пласта принято наз. Избыточным пластовым давлением Ризб.
Уменьшение начального пластового давления от периферии к сводовой части залежи нефти и газа происходит непропорционально уменьшению абсолютных отметок залегания пласта.
Особенно большое превышение значений фактических пьезометрических высот h и значений начального пластового давления Рпл.нач. над гидростатическими hг. И Рг. имеется в сводовых частях газовых залежей с большой высотой.
81. Коэффициент продуктивности нефтяной скважины, способы его определения и геологические условия, влияющие на его величину.
Коэффициент продуктивности К’ характеризует изменение дебита скважины на единицу изменения перепада давления в скважине и его выражают в (т/сут). Коэффициент К’ для одной и той же скважины обычно имеет разные значения.
К’ = 2πкпрh/μln(Rк/r)
На практике коэф. продуктивности определяют путём исследования скважины методом установившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражаются в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины. Значение коэф. продуктивности используется для прогноза дебитов скв. При перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических и технических условиях. В промысловой геологической практике часто пользуются удельным коэфф. продуктивности Куд., характеризующим значение коэф. продуктивности на 1м работающей толщины пласта h. Куд.=К/h.
