8.11. Понятие о продуктивности и производительности скважин. Коэффициенты продуктивности и приемистости, методы их определения. Гидропроводность, проводимость, подвижность, количественная оценка.
(Из шпор)
Коэффициент продуктив-ти () – отношен-е суточного дебита н., г. или воды к депрессии. Коэффициент продуктив-ти показывает на сколько может измениться произво-ть скв. при изменении Р на 1 атм.
=Qн /∆Р опред-ся по начальному прямолин-му участку индикат-ой кривой( по построенной зав-ти Qн от ∆Р). Анализ позвол-ет выявить неоднор-ть прод. пл. по колл-ким св-вам, высокий указыв-ет на хорошие кол-кие св-ва и высокую прониц-ть ( Кпрониц. = *μн*(lnRk/rc +C)/2πh), где С- коэф. учитывающий несовершенство скв. по степени и хар-ру вскрытия прод. пл.; Rk- радиус контура питания т.е. расстояние от скв. до внеш. контура нефт-ти или половина расст-я между соседними скв.
Удельный коэффициент продуктив-ти – отнош-е рассчит-ного коэф. продук. к эффектив. мощности пласта.
уд = /Нэф., опред. изменения дебита на 1м мощ-ти пл. По расчитыв-ся фильтрационные хар-ки пл.: прониц., гидропровод. Коэф-т приёмистости:
Кприем= Q(любой жид-ти) / Рзаб-Рпл.
Гидропроводность ε= Кпр*Н/ μ [Дарси*см/сПз], Н –толщина, μ-вязкость Подвижность а= Кпр/ μ [Дарси/сПз], Проводимость в= Кпр*Н [Дарси*см].
(Из интернета)
Коэффициент продуктивности – это отношение суточного дебита нефти к депрессии. Он определяется по индикаторной диаграмме. h=Qсут/DP. Этот коэффициент можно также рассчитать по КВД, но будет иметь место большая погрешность.
Существует удельный коэффициент продуктивности – он используется для оценки дебитов новых скважин, при оценке кондиционных значений коллекторских свойств.
Коэффициент приемистости – это коэффициент продуктивности для нагнетательных скважин. Также определяется по ИД, при его определении используется показатель репрессии (Рзаб-Рпл).
Производительность – это суточный дебит скважины. Он зависит от коэффициента продуктивности и связан с геолого-промысловыми характеристиками пласта.
Гидропроводность: 
.
Подвижность
определяется по формуле: 
.
И
проводимость: 
.
По проводимости определяют удельный дебит нефти, приходящийся на каждый зональный интервал.
8.12. Нефтегазоконденсатоотдача пластов, влияние и учет геологических факторов на полноту использования недр.
(Из шпор)
Коэф-т нефтегазоотдачи или КИН - = Квыт * Кохв* Кзавод
Квыт – отношение статочное кол-во нефти при неограниченой прокачке воды через образец, к начальному кол-ву этой нефти.
Кохв(раз-кой и вытеснением) – отношение V залежи которая подвергается влиянию вытесняющего агента(раз-кой) к общему V этой залежи.
Кзавод – отношение заводненой части залежи к общему V этой залежи.
В ЗС коэф-т нефтеотдачи = 0,1-0,7, коэф-т газоотдачи около 1, если осуществляется сайклинг процесс (закачка газа освобожденного от конденсата) то коэф-т газоотдачи =0,6-0,65.
Коэф-т нефтеизвлечения зависит как от геол-х так и от технологических условий разработки. К геол-ким причинам относятся; неоднородность пл., его прерывистость, низкая прониц-ть, высокая вязкость, высокая расчлененность пл., низкая песчанистость. от ФЕС, от режима залежи К технологич. Причинам относится: степень вскрытия пласта перфорацией, плотность сетки скв., система ППД, от системы разработки. При подсчете запасов и проектирования разработки коэф. газоотдачи принимается=1, но фактически при газовом режиме =0,98, при газо-упруговодонапорном= 0,92-0,96, при газоводонапорном=0,85-0,89. Коэф. конденсатоотдачи – 75-80%, у нас в ЗС= 0,3-0,5.
Необходимым условием применения передовых методов интенсификации добычи нефти является их экономическая оправданность и экологическая безопасность для рационального освоения запасов.
К современным наиболее эффективным технологиям относятся следующие:
- Гидроразрыв пласта (ГРП);
- Современные методы вскрытия пласта (глубокопроникающая перфорация, вскрытие на депрессии и т.д.);
- Обработка призабойной зоны пласта различными составами;
- Бурение многозабойных скважин;
- Бурение горизонтальных или пологих скважин.
ГРП
Гидроразрыв пласта в настоящее время является определяющей технологией среди методов воздействия на низкопродуктивные объекты разработки. ГРП позволяет ввести в разработку зоны с плохими фильтрационными свойствами за счет создания трещин в продуктивном пласте путем нагнетания жидкости под высоким давлением и закреплением их проппантом.
Целенаправленное применение этого метода на высокопрерывистой низкопроницаемой части запасов позволило увеличить дренируемый объем залежи в среднем в 2,5 раза.
В целом практика показала, что использование гидроразрыва пластов коренным образом изменяет характер выработки запасов, влияние которого сохраняется в среднем до 4 – 5 лет.