Коэффициент гидропроводности

Величина коэффициента гидропроводности пласта определяет фильтрационно-емкостные свойства пласта и вычисляется по формуле

 

 

Коэффициент гидропроводности определяется непосредственно при исследовании скважин методом снятия кривой восстановления или падения давления. По величине этого параметра можно сравнивать характеристики различных продуктивных пластов. Чем выше гидропроводность, тем, при прочих равных условиях, будут более высокие дебиты у добывающих скважин.

Коэффициент пьезопроводности

Коэффициент пьезопроводности пласта [ c ] = м²/c характеризует его способность к передаче возмущений (изменений давления) по пласту, вызываемых изменениями режима эксплуатации скважин.

Чем больше величина c, тем быстрее передается импульс давления по пласту от возмущающей скважины к реагирующей. Для однородного нефтяного пласта величина c определяется расчетным путем из выражения:

где b* – упругоемкость пласта, 1/МПа;

 

Коэффициент продуктивности

Коэффициент продуктивности определяет добывные возможности скважины при снижении забойного давления на 1 МПа. Согласно уравнению Дюпюи для радиального притока жидкости коэффициент продуктивности скважины:

 

Коэффициент продуктивности – комплексный параметр, имеющий физическую размерность, общую с размерностью гидропроводности e, включает в себя дополнительный учет влияния геометрических размеров скважины r_пр, дренируемого радиуса пласта R_к, то есть большое количество факторов, влияющих на производительность скважины.

КИН

Нефтеотда́ча (коэффициент извлечения нефти — КИН, oil recovery factor) — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. Достигаемые КИН варьируются от 0,09 до 0,75 (9—75 %); средний КИН в мире составляет около 0,3 — 0,35 (оценка 2006 года)^[1][2]. При применении искусственных методов воздействия КИН может быть увеличен.

При проектных КИН более 40-50 % нефтяные запасы относят к активным (маловязкие нефти в высокопроницаемых коллекторах). Если КИН при использовании традиционных методов вытеснения не превышает 20-30 %, запасы называют трудноизвлекаемыми (высокая вязкость нефти, либо слабопроницаемые коллекторы, нетрадиционные коллекторы).^[3]

Начальный КИН определяется как отношение извлекаемых запасов (Qизв) к геологическим (Qгеол): КИН = Qизв / Qгеол^[3]

Проектный КИН (конечный КИН) учитывает, какая доля геологических запасов может быть извлечена в соответствии с технологическими ограничениями (технологический КИН), либо до момента потери рентабельности (экономический КИН).^[3]

В процессе добычи ведется учет текущего КИН, который равен доле добытой на определенный момент нефти относительно геологических запасов. Текущий КИН постепенно увеличивается вплоть до проектного КИН.^[3]

В целом, КИН зависит от используемых методов нефтедобычи. Первичные методы, использующие только естественную энергию пласта, достигают КИН не более 20-30%. Вторичные методы, связанные с поддержанием внутрипластовой энергии путём закачки в пласт воды и газа, обычно достигают КИН не более 30-50%. Третичные методы доводят КИН до 40-70%

 

 

Исследование скважин на установившихся режимах.