Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

книги / Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

..pdf
Скачиваний:
18
Добавлен:
12.11.2023
Размер:
21.27 Mб
Скачать

Рис. 10.49. Альтернативные модели пласта в продольном сечении,

используемые для подтверждения существования вертикального

равновесия

B) Создать две модели пласта в одном и том же продольном сечении. Обе модели должны иметь только одну ячейку в направлении у. Одна из них должна иметь в направлении, нормальном к линии падения пласта, толщину, равную одной ячейке сетки (рис. 10.49

(a) , модель А) и характеризоваться усредненной по толщине пори­ стостью и абсолютной проницаемостью. Другая модель (рис. 10.49 (B) , модель В) должна иметь большое количество слоев независимо от того, является пласт однородным или слоисто-неоднородным.

c)Воспроизвести вытеснение нефти водой на обеих моделях. Для этого в модели А используются усредненные по толщине относи­ тельные фазовые проницаемости и псевдокапиллярное давление. В модели В используются соответствующие относительные фазо­ вые проницаемости породы и фактическое капиллярное давление в каждом отдельном слое. Если моменты прорыва и динамика до­ бычи в последующий период для обеих моделей совпадают, это означает, что допущение о существовании вертикального равно­ весия, подразумеваемое при построении кривых усредненных от­ носительных фазовых проницаемостей, правомерно. Поскольку вертикальное равновесие менее вероятно при высоких расходах, сравнение моделей следует производить с использованием макси­

мального расхода закачки, принятого в данной работе.

6)Если результаты, полученные на обеих моделях, согласуются пло­ хо, так что вертикальное равновесие не существует, нужно повто­ рить расчет на модели А. При этом следует использовать усред­ ненные относительные фазовые проницаемости, полученные по методу Стайлса, если моделируется слоисто-неоднородный пласт,

или кривые проницаемостей породы, если пласт однороден в на­ правлении, нормальном к линии падения. Хорошее согласование результатов, полученных на моделях А и В, означает в данном слу­ чае практически полное отсутствие вертикального равновесия. Если после шага с) или <3) результаты хорошо согласуются, мо­ делируемое продольное сечение можно свести к одномерной ве­ личине, и объемное трехмерное моделирование - к площадному двухмерному. Это приводит к уменьшению времени прогона про­ граммы и значительному снижению затрат. Кроме того, целесоо­ бразно сравнить результаты, полученные на модели А, с резуль­ татами, полученными аналитическим методом Бакли-Леверетта с использованием кривых усредненных относительных фазовых проницаемостей. Хорошее согласование этих результатов при­ даст инженеру дополнительную уверенность в используемой мо­ делирующей программе. Сравнение результатов моделирования и расчетов аналитическим методом никогда не дает полного совпа­ дения. Несмотря на то что в основе обоих методов лежит закон сохранения массы (воды), между ними есть различия. Например, теория Бакли-Леверетта не учитывает градиент капиллярного давления за фронтом вытеснения, а моделирование учитывает ка­ пиллярные эффекты. Однако аналитическое решение предпола­ гает непрерывность пространства и времени, в то время как при моделировании с использованием конечных разностей задаются их дискретные значения. По указанной причине программа, ис­ пользующая метод конечных разностей, никогда не обеспечивает точное моделирование скачка на фронте. Примеры сравнения ре­ зультатов аналитического и численного решений, описывающих вытеснение со скачком на фронте, представлены Тоддом и др.28

е) Если после шага с) или б) результаты не согласуются, то опреде­ ленного допущения в отношении вертикального равновесия сде­ лать нельзя. В таком случае нужно перестроить модель А, задав два слоя (ряда ячеек) в направлении, нормальном к линии па­ дения пласта. Каждый из этих слоев должен характеризоваться своей собственной усредненной пористостью и проницаемостью. Далее следует повторить шаг а), создав набор значений усреднен­ ных относительных фазовых проницаемостей и псевдокапиллярного давления для каждого слоя. Результаты, полученные на этой двухслойной модели, нужно также сравнить с результатами, по­ лученными на модели В. В данном случае хорошее согласование

означает существование вертикального равновесия на половине толщины пласта при возможном его отсутствии по всей толщине. Если же результаты не согласуются, нужно перестроить модель А, задав три или четыре слоя, и повторять процесс до удовлетвори­ тельного согласования результатов. Таким путем обычно удается значительно уменьшить число слоев.

Описанную выше процедуру следует выполнять в начале каждого исследования с численным моделированием. Обычно это можно сде­ лать очень быстро, с небольшими затратами, составляющими лишь малую часть общих затрат на исследование. Если пласт неоднороден по площади, то нельзя выбрать на участке между нагнетательной и добывающей скважинами продольное сечение, характеризующее весь пласт. В таком случае нужно выбрать несколько сечений. Потом необходимо повторить шаг а) - создание набора значений усреднен­ ных относительных фазовых проницаемостей и псевдокапиллярного давления для каждого сечения. Однако если точно установлено, что в одном сечении существует вертикальное равновесие, то можно уверенно принять, что оно существует во всем пласте - если только пласт не характеризуется чрезвычайно большой толщиной или очень высокой проницаемостью в вертикальном направлении.

Кривые относительных фазовых проницаемостей, полученные в описанном выше исследовании, являются исходными данными для моделирования пласта. На этой стадии используемая модель сведена к двухмерной. Результаты моделирования должны соответствовать наблюденной динамике параметров. После успешной подгонки мо­ дели по истории разработки ее можно использовать для прогнози­ рования поведения пласта в будущем при различных предлагаемых стратегиях разработки, размещении скважин и т. д. Как отметил Ко­ утс18, хотя разработать залежь можно лишь однажды, ее поведение можно смоделировать для нескольких вариантов разработки и при сравнительно низких затратах.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1)Сга1§, ЕЕ, 1г., 1971. ТЬе Кезегуон Еп§теепп§ Азрес^з о{ \Уа!егЯоо<1т§. 5РЕ Мопо§гарЬ: СЬар1ег 1.

2)М о т т , Ы.К., 1976. СарШагу Ргеззиге Согге1а1юпз 16г ит!огт1у \Уе11ес1 Рогоиз МесИа. 1.Сап.Ре1.ТесЬ., ОсЮЬег-ОесетЬег: 49-69.

3) Ашух,

Ва88, Э.М. апН АУЬШп§, К.Ь., 1960. РеХгокит Кезегуоп

Еп§теепп§ - РЬузхса1 РгорегХхез, МсСга\у-НШ: 176-196.

4)Бишоге, 1.М., 1974: Огахпа§е СарШагу Ргеввиге РипсХюпз ап<1 хЬехг СотриХаХюп Ггот Опе АпоХЬег. 5ос.РеХ.Еп§.)., ОсХоЬег: 440.

5)СоаХз, К.Н., Бетрзеу, 1.К., НепНегзоп, ).Н., 1971. ТЬе Иве оГУегХхса1 ЕсцлШЬпит хп Т\уо Охтепзюпа1 ЗхтикХхоп оГ ТЬгее Охтепзхопа1 Кезегуохг РегГогтапсе. Зое. РеХ.Еп§.|., МагсЬ: 63-71. Тгапз. АШЕ.

6)СоаХз, К.Н., №е1зеп, К.Ь., ТегЬипе, Магу Н. ап<1 АУеЪег, А.С., 1967. ЗхтхНаХюп оГ ТЬгее Охтепзюпа1, Туго РЬаве И о \ у хп ОН аш! Саз Кезегуохгз. 5ос.РеХ.Еп§Т., ОесетЬег: 377-388. Тгап8. АШЕ.

7)ВисЫеу, 5.Е. апс1 ЬеуегеХХ, М.С., 1942. МесЬапхзт оГ Р1шс1 В18р1асетепХ хп ЗапНз. Тгапв. АШЕ. 146:107-116.

8)\Уе1§е, Щ ., 1952. А ЗхшрШгеН МеХЬоН Гог Сотрийпд 0x1 Кесоуегу

Ьу Саз ог ШаХег Опус. Тгап8. АШЕ. 195: 91-98.

9) На§оогХ, 1974. Охзр1асетепХ ЗХаЬШХуоГ\УаХег Эгхуез хп\УаХег \Уе1 СоппаХе ДУаХег Веапп§ Кезегуохгз. 5ос.РеХ.Еп§.)., РеЬгиагу: 63-74. Тгапв. АШЕ.

10)^ас^иа^<1, Р. апН Зе§ихег, Р., 1962. МоиуетепХ <1е Беих Р1ихскз еп СопХасХ Напз ип МШеи Рогеих. }. Не МесЬап1с]ие, Уо1.1:25.

11)ОхеХг, О.Ы., 1953. А ТЪеогеХхса1 АрргоасЬ Хо ХЬе РгоЫет оГ ЕпсгоасЫпд апН Ву-Раззхпд ЕН§е ШаХег. АкаН. уап \УеХепзсЬарреп, АтзХегНат. Ргос. У56-В: 83.

12)уап Баакп, Р. апН уап Оотзекаг, Н.К., 1972. ДУаХег Огхуе хп 1пЬото§епеоиз Кезегуохгз - РегтеаЬШХу УапаХюпз РегрепНхси1аг Хо ХЬе Ьауег. Зос.РеХ.Еп§Т., 1ипе: 211-219. Тгапз. АШЕ.

13)КхсЬагскоп, |.С. апН В1аск\уе11, К.р, 1971. ТГзе оГЗхтрк МаХЬетаХка1 МоНек Гог РгесИсХхп§ Кезегуохг ВеЬаухоиг. рРеХ.ТесЬ., ЗерХешЬег: 1145-1154. Тгапз. АШЕ.

14)8Шез, \У.Е., 1949. Р1зе оГ РегтеаЬШХу ОхзХпЪиХюп хп \УаХег Р1ооН Са1си1аХюпз. Тгапз. А1МЕ, 186:9.

15)СгаГх, В.С. апН Нахукхпз, М.Р.Тг., 1959. АррЬеН РеХго1еит Кезегуохг Еп§хпеепп§. РгепХхсе-НаИ, 1пс. Ые\у 1егзеу: 393-406.

16)Сок, Р.\У., 1961. Кезегуохг Еп§теепп§ Мапиа1. Си1Г РиЫхзЫпд Сотрапу, НоизХоп, Техаз: 200-213.

17)Неагп, С.Ь., 1971. ЗхтикХюп оГ ЗХгаХШеН \УаХегЯоос11п§ Ьу РзеиНо Ке1аХхуе РегтеаЬШХу Сигуез. ГРеХ.ТесЬ., рлХу: 805.

18)СоаХз, К.Н., 1969. 1Хзе апН Мхзизе оГ Кезегуохг 5хти1аХюп МоНе1з. рРеХ.ТесЬ., ]\1оуетЪег: 1391-1398. Тгапз. АШЕ.

19)§1১$, Н.М. апс! НегЬеск, Е.Р., 1971. Кевегуок 8тш1акк>п М оёек - Ап Е п §тееп п§ Оуеппеш. ЕРекТесЬ., БесетЪег: 1428-1435. Тгап8.

АШ Е.

20)0 ’Бе11, Р.М., 1974.1\Гитепса1 Кевегуок 8кпи1а1юп: Реу1е\у ап<181а1е

ок 1Ье Аг1. Рарег рге$еп1е<1 а! 761Ь ЫаИопа1 АЮЬЕ Мее1т§, Ти1$а, ОЫаЬоша. МагсЬ.

21)1973. №дтепса1 $шш1акм)п. 8РЕ Керпп! 8епе$ N0 . 11. 8оае1у ок Реко1еит Еп^тееге окА1МЕ., Ба11а8, Техав.

22)В1ак, Р.М. ап<1 \Уетаи§, С.Е, 1969. 8о1и1юп ок Т\уо РЬаве Р1о\у РгоЫешз 1Ып§ 1трИск БкГегепсе Е^иа^^оп8. 8ос.Ре1.Еп§.|., БесетЬег: 417-424. Тгапв. АШЕ.

23)МасБопаЫ, К.С. ап<1 Соа18, К.Н., 1970. МеШойз ког Ыитепса1 81ти1а1юп ок\Уа!ег ап<1 Са$ Соптд. 8ос.Рек.Еп§.к, БесетЪег: 425-

436.Тгапв. АШЕ.

24)ЬеЙсетап, кВ апс! К.1<1т§8, К.Ь., 1970. А №атепса1 Сотпд Мо<1е1. 8ос.Ре1.Еп§.к, БесетЪег: 418-424. Тгапв. АШЕ.

25)№>1еп, к§. ап<1 Веггу, Б.\У., 1972. Те81з ок 81аЫ1ку ап<1 Т1ше-81ер 8еп8ШуИу ок8епп-1тркск Кевегуок 81ти1аИоп ТесЬп^^ие8.8ос.Ре1. Еп§.к, 1ипе: 253-266. Тгапв. АШЕ.

26)Реасетап, Б.Ш., 1977. А ЪГопИпеаг 81аЫ1ку Апа1у818 ког БШегепсе Е^иа^^оп8 Б8Ш§ 8епи-1тр1к:к МоЬШ(у. 8ос.Ре1.Еп§.к, РеЬгиагу: 79-

27)СЬаррекаг, кЕ. ап<1Ко§ег8, У/.Ь., 1974.8оте Ргасйса1 Соп81<1егаиоп8

ш1Ье Соп81гис1юп ок а 8 е1т - 1трНск 8кпи1а1ог. 8ос.Ре1.Еп§.к, 1ипе: 216-220.

28)Тоаа, М.К., 0 ’Бе11, Р.М. т й Нкавакк С.к, 1971. МеЛоаз ког

1псгеавеа Ассигасу т Ыитег1са1 Кевегуок 8кпи1аког8.8ос.Ре1.Еп§.к> БесетЬег: 515-530. Тгапв. АШЕ.

АЛФАВИТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ

Абсолютная проницаемость, 134,153,526 измерение, 324

Аль-Хусейни, Рейми и Кроуфорд: поток реального газа, 311, 314

Анализ данных исследования методом восстановления давления: газ-нефть, 368-371 нефть, 146, 221-222,242-269 общий случай, 374-375 реальный газ, 355-362

Анализ дополнительного притока, 290 МакКинли, 299-301 Рассел, 290,298 Рейми, 296 Эрлафер и Керш, 296

Аномальное давление флюидов, 6-7, 9, 125

Аппроксимация конечными разнос­ тями, 308,513,515-519

Безразмерная накопленная добыча:

вобъемах подвижной нефти, 476478

впоровых объемах, 453-455 Безразмерная накопленная закачка:

вобъемах подвижной нефти, 474476

впоровых объемах, 452-454 Безразмерное время 10:

водоносная область, 383,402 залежь, 209-211, 214-215, 225-226, 243, 329, 373

Безразмерное время 10А,

192, 213, 215,

216, 230-237, 243, 253, 262, 273, 276,

328-329, 334, 343-344

 

трудность оценки

для реального

газа, 328 Безразмерное время перехода к квази-

установившейся фильтрации (1ОА)555> 365-368

Безразмерное давление:

в условиях квазиустановившейся фильтрации, 213, 265

в условиях неустановившейся филь­ трации, 212, 241,271, 280 общеевыражениедлялюбойпродол­

жительности работы скважины, 235, 243,273 получение зависимостей, 238-242, 265-268, 273

применение принципа суперпо­ зиции, 218-224, 271 трудность применения, 223, 229, 239,271

формальное определение, 209-211 Безразмерноедавление/ псевдодавление

любого флюида, 373-374 в условиях неустановившейся филь­ трации, 374

Безразмерное псевдодавление, нефть - газ, 369 применение принципа суперпо­ зиции, 373

Безразмерное псевдодавлениереального газа, 326-329

вусловиях неустановившейся фильтрации, 326, 345, 350

вусловиях квазиустановившейся фильтрации, 326, 335 общеевыражениедлялюбойпродол­

жительности работы скважины, 328, 350 применение принципа суперпо­

зиции, 330-332, 335, 345 получение зависимостей, 351 трудность применения, 328

Безразмерные параметры, анализ резу­ льтатов исследования скважин, 209-

212

причины применения, 211-213 Безразмерный радиус:

водоносной области/пласта, 385-386 пласта/скважины, 209, 372

Безразмерный суммарный приток воды, 384-385,417-420, 424

графики, 388-392 максимальный приток из ограни­

ченной водоносной области, 387394,408 применение принципа суперпо­

зиции, 395-397, 406, 417-418 Бесконечная:

активная водоносная область, 385, 387,411

пласт, 1, 341, 374 продолжительность остановки сква­

жины, 225-228 Блок-схемы процесса:

итерационный метод Каземи, 367 прогнозирование снижения давле­ ния в газовой залежи вследствие отбора пластовых флюидов и притока воды, 419, 421 расчет динамического давления в газовой скважине, 310, 317

Бомба РУТ, 71-73, 75, 77, 80,81 Броне и Мартин, несовершенство сква­

жины по степени вскрытия, 282 Буровой раствор, 146 Вертикальное равновесие, 427, 434, 435,

436,439, 464, 489, 493, 495,496 Влияние гравитации:

гравитационная сегрегация, 106, 111 сила тяжести, 157,464

Внутрипластовое горение, 159 Вода:

водоносные пласты, 7-10 вязкость, 158, 456 градиент давления, 5 давление, 406

закачка, 110, 116, 117, 156-158, 159, 162,173,443,458, 460, 478 объемный коэффициент, 397, 456 прорыв (см. Прорыв)

расширение, 15, 32, 34, 36, 59,97,100, 117,121,407 расчет давления, 522

сжимаемость, 15,32,95,100,103,111, 117,118 соленость, 5 языки, 157, 458

Водонапорный режим, 36, 121, 241, 397, 511

идеальное (поршневое), 156-157,158, 458,476, 508,510 механизм вытеснения, 153-157

неустойчивое вытеснение в условиях гравитационной сегрегации в гори­ зонтальном пласте, 473 неустойчивое вытеснение вусловиях гравитационной сегрегации в наклонном пласте, 476 однородный пласт, вытеснение в

условиях гравитационной сегре­ гации, 463-485 однородный пласт, вытеснение при

равномерном распределении насы­ щенностей, 455-463 однородный пласт, переходная зона конечной высоты, 485-486

слоисто-неоднородный пласт, вертикальное равновесие, 423 слоисто-неоднородный пласт, при отсутствии вертикального равно­ весия, 423-425 теория Бакли-Леверетта, 444-445

устойчивое вытеснение в условиях гравитационной сегрегации, 480-484 численное моделирование, 511-526

Водонасыщенность:

в момент прорыва, 453-454, 457, 459, 462 влияниенафазовыеиотносительные

фазовые проницаемости, 151-155 на фронте, 443, 447-448, 453-454, 459 насыщенностьостаточнойводой(см. Насыщенность остаточной водой) средняя, за фронтом, 449-454, 462

Водонефтяной контакт, 3-12 Воспроизведение истории разработки и

подгонка модели:

динамика давления, 394-395, 523-524 поведение залежи, 35, 97, 382, 416, 531

Восстановление давления:

график Хорнера (см. График Хор­ нера)

компьютерная программа, 375-376 определяемое дополнительным притоком в скважину после ее остановки, 289-301

практические аспекты, 284-288 теоретическая зависимость, 221,224, 243 теория Мэтьюза, Бронса и Хейз-

брека, 25-237,250,365 Вытеснение:

несмешивающееся (см. Несмешивающееся вытеснение) смешивающееся, 159-160

Вытеснение в условиях гравитационной сегрегации:

нефти водой (см. Водонапорный режим)

нефти газом, 483 Вытеснение при равномерном распреде­

лении насыщенностей по толщине пласта, 439-440,454,463, 485

Вышележащие породы: горное давление, 4,122-123

градиент горного давления, 4 Вязкость:

воды, 158, 443 газа, 57, 307, 308, 315, 328, 332,484

нефти, 57, 87,134,161, 423, 425, 444 Гавлена-Оде, интерпретация материа­

льного баланса, 96-97 газонапорный режим, 112 естественный водонапорный режим, 117-121,400,405 режим растворенного газа, 97

Газ:

выделившийся, 52, 56-57, 60-61, 66, 76, 92, 100,105-106,109 вязкость, 57, 87, 307, 312, 328, 365368, 372-373, газовый конденсат, 51

градиент давления, 7-9,29-30,44 закачка, 108-110 идеальный, 16

исследования РУТ, 17, 52, 311 коэффициент 2 (см. Коэффициент сверхсжимаемости газа 2) коэффициент расширения, 25-26, 57, 61-63, 74, 79, 87 объемный коэффициент, 58, 61-62,

71, 79-80, 85, 92, 369-370, 399 относительная плотность, 27-30, 64, 87

плотность, 27-29, 142 произведение вязкости и сжимае­

мости, 315, 328, 332, 346, 365-368,

370 проскальзывание, 134

растворенный, 2, 53,57-62,90-93,99-

100,105, 399 расширение в пласте, 15, 34, 91

сжимаемость (изотермическая), 14,

28-29,176, 306, 329, 345 скорость движения в пласте, 57, 60, 76, 320-321 состав, 19, 20, 86

универсальная газовая постоянная, 16 уравнение состояния (см. Уравнение состояния)

утилизация, 109,116 эквивалентный объем, 50

Газовая шапка, 7,11-12,15,90 вторичная, 109 расширение, 15,90-93,97,109,115

режим газовой шапки (газона­

порный), 99,111-116 Газоводяной контакт, 11,42

Газовый режим работы газовой залежи

31,37 Газовый фактор:

газовый фактор, определяемый при дифференциальном разгази-

ровании,83-86 газовый фактор, определяемый при

контактном разгазировании, 78-81, 86-87 ограничение, 118

пластовый, 59,84,86,108, 399 средний, 92,102,399 уравнение, 369

эксплуатационный (текущий), 61, 65,66-67, 369

Газонасыщенность, 57, 102,105-106 критическая, 66-67, 69-70, 76, 108 остаточная при вытеснении водой, 40

Газонефтяной контакт, 8-9 Геометрия водоносной области

круговая, 385, 393 линейная, 386

отличная от круговой, 411 Гидростатическое:

аномальное давление, 6-7,10-11 нормальное давление, 7,9 равновесие, 432,434

Гидрофильный пласт, 428-431 Гидрофобность, 428-429 Глубинный манометр, 285, 286 Гравитационный параметр:

при вытеснении нефти водой, 466 при вытеснении нефти газом, 484

Градиент давления:

гидростатического давления воды, 7 гидростатического давления газа, 10, 44

гидростатического давления нефти, 11,65 горного давления, 3

капиллярного (см. Градиент капил­ лярного давления)

Градиент капиллярного давления, 441, 446-448, 494 пренебрежение при описании вытес­

нения в условиях гравитационной сегрегации, 473 пренебрежение при расчете доли воды в потоке, 442,494, 531

Граничные условия, 268, 374-375 бесконечный пласт, 230,257, 276 непроницаемая граница, 170, 230, 255, 256, 261 постоянное давление, 174

График Хорнера:

в общем виде (для любого флюида), 374, 376 газ-нефть, 370

нефть, 226-227,243-246,249,258-259, 264 реальный газ, 355, 366-367

Давление: абсолютное, 5

взалежи, 90

вобласти дренирования скважины, 375, 375

вячейке сетки, 256, 263 выражаемое эффективным напря­ жением в скелете пласта, 4, 32-33 горное, 4,122

депрессия на пласт, 35,147, 330 динамическое в ячейке сетки, 261, 363 динамическое забойное давление,

66,146, 205,220, 221,244 дополнительное снижение давления, обусловленное скин-эффектом, 146, 259-260 критическое, 19,20, 48-49 манометрическое, 5

начальное, определение, 259 прямолинейный теоретический график, 222, 226 псевдокритическое, 19-22 псевдоприведенное, 19-23 среднее в водоносной области, 406408

экстраполяция начального прямо­ линейного участка графика Хорнера в область бесконечно больших значений продолжительности оста­ новки скважины, 227,228, 250,258

Давление насыщения, 56, 60, 66, 71, 77, 87,99

Давление, выражаемое эффективным напряжением в скелете пласта, 4, 5, 33, 34,122-123,125

Дарси: Анри, 130

дарси, 135 закон фильтрации, для плоско­

радиального потока, 135, 144, 167, 319 закон фильтрации, для прямо­

линейного потока, 135,440,465, 516 коэффициент, входящий в формулу Дарси, газ, 334, 337-341, 344 опыты, 131-132 система единиц, 135-136

Динамика показателей разработки, 99 Динамическое давление в ячейке сетки,

254-257, 261 Дитц, исследование вытеснения в усло­

виях гравитационной сегрегации, 464 коэффициенты формы, 179, 190-192, 203-205, 208, 236-238, 250, 253-255, 263,411

определение среднего давления при

угол вторжения, 385, 394

 

 

обработке результатов исследовании

установившаяся фильтрация, 409

скважины методом восстановления

Запасы газа:

 

 

 

 

 

 

 

давления, 253-255,263-264

 

«кажущиеся»

запасы

в залежи,

Дифференциальное разгазирование, 71-

работающей

на

водонапорном

79, 82

 

 

 

 

режиме, 39-41

 

 

 

 

 

Добыча газа, 32-47

 

 

начальные запасы, 27, 31,41-44

 

Добыча углеводородов, без воздействия

Измерение

динамического

 

забойного

на пласт, 13-16, 99

 

 

давления, 286

 

 

 

 

 

режим растворенного газа, 100-106

Измерение

статического

давления в

упруго-пластичный режим, 124

скважине, 287-288

 

 

 

 

Добыча

углеводородов,

вторичные

Интегральная

показательная

функция,

методы, 13, 53, 108, 116, 159 (см.

199,202,230

 

 

 

 

 

также Водонапорный режим)

логарифмическая

аппроксимация,

Добыча

углеводородов,

третичные

200-203,230

 

 

 

 

 

методы, 159-162

 

 

Интегральное

преобразование

Кирх­

Дополнительный

приток

в скважину

гофа, 168, 311

 

 

 

 

 

после ее остановки, 289

 

 

Искажение плоскорадиального потока в

Дренирование (капиллярное), 428-429

окрестности скважины, 150,283

Жидкость разрыва, 148

 

 

Испытание пласта опробователем, спус­

Зависимость вязкости от температуры,

каемым на каротажном кабеле, 9

нефть, 148

 

 

 

Испытание

трубным

пластоиспытате-

Заводнение с ПАВ, 161

 

 

лем, 9

 

 

 

 

 

 

 

Закачка горячей воды, 159

 

 

Исследование скважин:

 

 

 

 

Закачка диоксида углерода, 161

 

отбор проб флюидов, 9,65-67

 

Закон сохранения массы, 513

 

Исследование газовых скважин:

 

нефть, прямолинейно-параллельный

методом

восстановления

давления,

поток, 135

 

 

 

356

 

 

 

 

 

 

 

флюид,

плоскорадиальный

поток,

методом

многократного

изменения

167, 306

 

 

 

режима, 333

 

 

 

 

 

Закон Форхгеймера, 320

 

 

общая теория

анализа

результатов

Законтурная водоносная область пласта,

исследования, 330

 

 

 

 

13,31

 

 

 

 

Исследование с многократным измене­

бесконечная активная, 385, 393, 396,

нием режима,

газовые

 

скважины,

412

 

 

 

 

331-355

 

 

 

 

 

 

 

коэффициент продуктивности, 406,524

анализ в условиях квазиуста-

максимально

возможный

объём

новившейся фильтрации, 332-345

притока воды в залежь из водо­

анализ в условиях неустановив-

носной области, 407,410

 

шейся фильтрации, 345-355

 

модель, 37,41,119-120, 381,416

метод Оде-Джонса, 345

 

 

 

ограниченная, 386,405,409,411,413

метод Эссиса-Томаса, 345

 

 

падение давления, 376, 383

 

применимость

зависимостей

для

подбор модели, 37, 381, 397-405

неустановившейся фильтрации, 346,

постоянный

параметр

водоносной

355

 

 

 

 

 

 

 

области, 424

 

 

 

степенная формула, 332

 

 

 

среднее давление, 406-410

 

Исследование с многократным измене­

суммарная сжимаемость,

37, 117,

нием режима, нефтяные скважины,

381

 

 

 

 

222, 269, 374