ГОР
3. Коэффициент пьезопроводности
где kп — коэффициент пористости пласта; bж и bс — коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды; kпbж - bс — коэффициент упругоемкости пласта b*. Размерность коэффициента пьезопроводности м2/с. Коэффициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содержащейся в ней жидкости).
Значения параметров пласта, необходимые для получения комплексных характеристик указанным путем, получают другими независимыми методами. Коэффициент проницаемости и комплексные характеристики пласта можно определить с помощью других гидрогазодинамических методов исследования скважин и пластов
Содержание
- 1. Нефтегазопромысловая геология как наука и её задачи
- 1.1.Определение нефтегазопромысловой геологии
- 1.2.Связь нефтегазопромысловои геологии с другими геологическими и смежными науками
- 1.3.Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии
- 1.4.Методы получения промыслово-геологической информации
- 1.5.Средства получения информации
- 1.6.Методы комплексного анализа и обобщения исходной информации
- 2. Залежи углеводородов в природном состоянии
- 2.1.Коллекторы нефти и газа
- 2.1.1. Пористость и строение порового пространства
- 2.1.2. Проницаемость коллекторов
- 2.2.Свойства пластовых флюидов
- 2.2.1. Физическое состояние нефти и газа при различных условиях в залежи
- 2.3. Пластовые нефти
- 2.4. Пластовые газы, конденсаты, газогидраты
- 2.5. Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- 3. Энергетическая характеристика залежей нефти и газа
- 3.1. Начальное пластовое давление
- 3.2 Температура пласта
- 3.3. Природные режимы залежей нефти и газа
- 3.4. Нефтяные залежи.
- 4. Геологическое обоснование методов и систем разработки нефтяных и газовых залежей
- 4.1. Системы разработки; геологические данные для их проектирования
- 2) О необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;
- 4.2 Системы разработки нефтяных и газонефтяных залежей при естественных режимах и геологические условия их применения
- 4.3. Нетрадиционные методы разработки нефтяных залежей и геологические условия их применения
- 4.4. Особенности разработки газовых и газоконденсатных залежей и влияние на нее геологических условии
- 5. Основные технологические решения при разработке нефтяных месторождений с заводнением и их геологическое обоснование
- 5.1. Выделение эксплуатационных объектов
- 5.2. Геологическое обоснование выбора вида заводнения
- 5.3.Сетка скважин нефтяного эксплуатационного объекта
- 5.4.Градиент давления в эксплуатационном объекте
- 5.5.Фонд скважин при разработке месторождения
- 5.6.Динамика добычи нефти, газа, попутной воды из эксплуатационных объектов при вытеснении нефти водой
- 1 Стадия — период бурения первой очереди добывающих скважин и наращивания добычи газа.
- II стадия — период относительно постоянной высокой добычи, поддерживаемой дополнительным бурением скважин и при возможности — увеличением депрессии в скважинах.
- Ill стадия — период интенсивного падения добычи.
- IV стадия — завершающий период разработки, характеризующийся низкими отборами газа.
- 6. Геолого-промысловый контроль за добычей нефти, газа, обводненностью продукции, закачкой воды
- 6.1.Контроль за дебитами и приемистостью скважин, обводненностью продукции, газовым фактором.
- 6.2.Контроль пластового давления и температуры
- Перепады давления в пласте при добыче нефти и газа. Комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов
- 1. Коэффициент гидропроводности
- 2. Коэффициент проводимости
- 3. Коэффициент пьезопроводности