Горное давление – это давление, при котором в глубинных условиях находится коллектор нефти и газа
Рг = rп .g .H, [МПа], (7.2.1)
где rп – средняя плотность вышележащих горных пород; g - ускорение свободного падения; H – глубина залегания точки пласта, в которой определяется давление.
Пластовое давление – это давление, при котором находится пластовая жидкость, Рпл, [МПа].
Забойное давление – это давление в стволе скважины на глубине ее забоя (или на глубине расположения перфорационных отверстий), Рзаб, [МПа].
Коэффициент продуктивности добывающей скважины – это отношение ее дебита к перепаду между пластовым и забойным давлениями, соответствующими этому дебиту
,[м3/(сут.МПа)]. (7.2.2)
Коэффициент приемистости нагнетательной скважины
,[м3/(сут.МПа)], (7.2.3)
где Qв – расход воды, закачиваемый в данную скважину.
Коэффициент гидропроводности пласта
,[мкм2.м/мПа.с], (7.2.4)
где k – коэффициент проницаемости пласта; h – толщина пласта; m - вязкость жидкости.
Подвижность жидкости в пласте , [мкм2/мПа.с].
|
|
Коэффициент пъезопроводности пласта – характеризует способность пласта к передаче возмущений (изменений давления), вызванных изменением режима эксплуатации. Характеризует скорость перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима.
,[м2/с] (7.2.5)
где m – коэффициент пористости пласта; bж – коэффициент сжимаемости жидкости; bс – коэффициент сжимаемости пласта.
Дебит гидродинамически совершенной скважины (формула Дюпюи)
, (7.2.6)
где Rк – радиус контура питания; rc – радиус скважины по долоту.
Дебит гидродинамически несовершенной скважины
, (7.2.7)
где rcп – приведенный радиус скважины.
Приведенный радиус скважины – это радиус такой воображаемой совершенной скважины, которая в аналогичных условиях дает такой же дебит, что и реальная несовершенная скважина.
rсп = rc.e-c, (7.2.8)
где с = с1+с2; с1 – коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по степени вскрытия пласта; с2 – коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта.