книги / Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

анализ данных, нефть, 206-209

нефти в концевых точках, 484

анализ данных, реальный газ, 362

Корректировка

данных

РУТ

при

цель, 206

дифференциальном разгазировании

Исследования РУТ:

для учета условий сепарации на

Метод Додсона, 80-81

поверхности, 78-86

Каземи, X., мл., 251, 330, 365-366, 371,

Коутс, К., 436, 532

377

газовый режим, 31-47

Капиллярное давление, 429-433

газонапорный режим, 110

отрицательное значение, 431

Коэффициент извлечения 15, 43, 47, 98,

псевдо (см. Псевдокапиллярное дав­

104,107, 416

ление)

Коэффициент продуктивности:

уравнение Лапласа, 429

водоносной области, 406,409-411

уравнение, 434, 485

при

квазиустановившейся

филь­

Карты:

трации, жидкость, 181

приведенного давления, 144

при

установившейся

фильтрации,

структурные, 3, 190, 252, 268

жидкость, 147

Квазиустановившаяся фильтрация:

программа для численного модели­

условия, 1696 1796 1846 1896 1906

рования, модель скважины, 524-525

Кислотная обработка, 148

степень увеличения после стимули­

Компьютерная программа для

обра­

рующего воздействия, 186

ботки

результатов

исследования

пароциклическая

обработка,

184-

скважин, 241, 375-377

186

для

определения

относительных

увеличение

путем

воздействия

на

фазовых проницаемостей, усреднен­

призабойную зону, 150

ных по толщине пласта, 489

Коэффициент

пьезопроводности,

176,

для численного моделирования, 513

316, 328, 372

Конденсация, ретроградная 51

Коэффициент сверхсжимаемости газа 2,

Конечный коэффициент извлечения, 32

17, 55, 75

Контактное разгазирование:

Коэффициент усадки:

проба

нефти для

определения

при переходе от условий сепарации

давления насыщения, 69-70, 86-87

к стандартным условиям, 69

рекомбинированная

проба

нефти,

характеризующий

уменьшение

65,68

объема нефти, соответствующего

единица объема нефти при давлении

давлению насыщения,

при

диффе­

насыщения, 72, 78-79, 85

ренциальном разгазировании, 82-86

Конусообразование, 150,484

характеризующий

уменьшение

Массоперенос, 437, 520

объема

нефти,

соответствующего

Материальный баланс:

давлению насыщения, при контакт­

водоносная область, 381,406

ном разгазировании, 78-81,84-87

газовая

залежь,

водонапорный

Коэффициент,

учитывающий

отклоне­

режим, 36-42,417

ние от закона Дарси (Р), 322,332, 336

газовая залежь, газовый режим, 31-

допущения при использовании, 322

36

определение по экспериментальным

графики, 230-234, 241, 243-244, 250,

данным, 322-324,332, 336

365

Коэффициент, характеризующий инер­

дренирование цилиндрического эле­

ционную

составляющую

сопро­

мента пласта, 171,189,190, 208, 315

тивления движению флюида, 320

линейное заводнение, 442

единицы, 256

линейное уравнение, 96-98

зависимость от насыщенности жид­

общее уравнение, залежь углеводо­

костью, 324

родов, 94

экспериментальное

определение,

определение

среднего

давления,

323-324

исследование

скважин

методом

Краевой угол, 428-429, 432

восстановления

давления,

Скин-

гистерезис смачивания, 428, 431

фактор,

характеризующий измене­

Кривая капиллярного давления:

ние проницаемости ПЗП, 146-147,

построение

по

данным

лаборатор­

148,183, 291

ного исследования, 430

приведенное уравнение для залежи,

при вытеснении воды нефтью, 433

работающей

на

газонапорном

при вытеснении нефти водой, 431,

режиме, 110

433, 485-486, 496

приведенное уравнение для залежи,

Кривые изменения доли воды в потоке,

работающей

на

естественном

443,451,453-454,459

водонапорном режиме, 119,400-404

касательная

к

кривой

изменения

упругий

режим,

переходящий

в

доли воды в потоке, 450-451,454

режим

растворенного

газа,

насы­

Крикондентерма, 49

щенная нефть, 103-104

Критические:

Мэтьюз, Броне и Хейзбрек (МБХ):

давление, 19-21,48-49

упругий

режим,

переходящий

в

температура, 19-21,48-49,161

режим растворенного газа, недона-

точка, 48-49

сыщенная нефть, 99-100

Критический расход, при котором начи­

Межфазное

поверхностное

натяжение,

нается обход:

159,160,161,429

нефти водой, 467

Месторождение Вас1^иего (Венесуэла),

нефти газом, 484

124

Лаплас,

Месторождение Веукап (Турция), 60

преобразование, 196, 383

Месторождение Вгеп! (Северное море),

решение

для условий

установив­

110

шейся фильтрации, 184

Месторождения ВоИуаг Соа$1 (Вене­

уравнение

для

расчета

капилляр­

суэла), 34

ного давления, 429,432

Месторождение

Карит (Новая

Зелан­

Линеаризация (см. Основное дифферен­

дия), 22

циальное уравнение)

Месторождение Кауакоу (Турция), 60

Линейная модель пласта, 437

Месторождение

ЗДа^ок!

(Северное

Линия точек росы, 49-52

море), 60

Метод зеркальных изображений, 229

кального равновесия, 436, 511-512

Метод МакКинли

анализа допол­

физические допущения, 428-438

нительного притока, 291-296

Несмешивающиеся флюиды, 2,428-429

гидропроводность, 292,293,295-296,301

Несовершенство скважины по степени

«скважинный параметр», 291-301

вскрытия пласта, 150,197,283-284

типичные кривые, 291-301

Неустановившаяся

фильтрация,

169,

Метод Оде-Джонса, 222,275, 345

406,411, 414,416,420,421,422,424

Метод Рассела анализа дополнительного

метод

многократного

изменения

притока, 290, 298-299

режима, 224, 238,242

Метод Рассела-Гудрича, поток реального

метод

однократного

изменения

газа, 307-310

режима, нефть, 220

трудность применения, 310-311

Нефть:

Метод Стайлса, 508-512, 530

вытеснение

(см. Несмешивающееся

Метод Стендинга-Катца определения

вытеснение при фильтрации несжи­

коэффициента 2,19

маемых жидкостей)

применение, 19-25

гидростатическое давление, 8-10

Метод Эссиса-Томаса, 345-350

объемный коэффициент, 3,58,83-85,

Методы интенсификации притока, 151

92,150, 260

Мицеллярное заводнение, 167

плотность в стандартных условиях,

Моделирование пласта (см. Численное

64

моделирование)

плотность, в пластовых условиях, 7,

Насыщенность:

65

водой (см. Водонасыщенность)

расширение в пласте, 90,97

газом (см. Газонасыщенность)

расширение при нагревании, 159

критическая

газонасыщенность,

67,

сжимаемость, 14-15, 34, 59, 87,100

70, 76,106

Нормализация

кривых

фазовой

критическая насыщенность газовым

проницаемости, 153-154

конденсатом, 50

Обводненность продукции, 456

нефтью (см. Нефтенасыщенность)

расчет доли воды в потоке, 456

Насыщенность остаточной водой, 2,152,

совместное движение фаз, 427, 455

157,176, 431

Обратная закачка сухого газа, 51

расширение, 32, 93,97,100

Обход, критическая скорость, 476, 478,

Начальный объем нефти в пласте,

483

приведенный

к

поверхностным

капиллярная трубка, 432-433

условиям, (ЗТОНР), 2,12-13, 91

капиллярно-гравитационное равно­

вероятностный подход, 12

весие, 432

Недонасыщенная нефть, 67, 99, 100, 102,

нефти водой, 154-156, 485

121,174

нефти газом, 483

Непроницаемая граница, 173

опыт

подъема

жидкости

в

Несжимаемые флюиды, 134, 136, 436-

капиллярной трубке, 432

437

подъем жидкости впласте вследствие

Несмешивающееся

вытеснение

при

капиллярных эффектов, 431

фильтрации несжимаемых флюидов,

Объем:

2

залежи, 2-3,12

анализ

результатов

исследования

решение

при

постоянном

дебите

методом

восстановления

давления,

(уравнение

пьезопроводности

в

нефть, 226,244-245, 259,261

полярных координатах), 195, 223

анализ

результатов

исследования

теория неустановившегося притока

методом

восстановления

давления,

воды, 383-403,406

реальный газ, 358-359, 361

Холл-Ярборо, расчет коэффициента 2,

анализ

результатов

исследования

23-24

методом

многократного

изменения

Численное моделирование, 96, 166, 255,

режима, нефть, 270,274,282

307, 436,438,511

анализ

результатов

исследования

Численное

моделирование

методом

многократного

изменения

несмешивающегося вытеснения при

режима, реальный газ, 347, 349, 353

фильтрации несжимаемых флюидов,

анализ

результатов

исследования

513-532

методом

однократного

изменения

определение

вязкости

на поверх­

режима, нефть 205-209

ности, разделяющей ячейки

сетки,

анализ

результатов

исследования

526-527

методом

однократного

изменения

проведение исследований, 529-532

режима, реальный газ, 358-359, 364

сравнение

с

аналитическими

определение, 151-155

методами, 531

Феткович, М. Дж., 382,406

Шилсуиз, Р. Дж.:

модифицированный метод для боль­

источники и стоки, численное моде­

ших водоносных областей, 415-416

лирование, 515-516

сравнение

расчетных

значений

установившийся приток воды, 410

притока

воды,

полученных

по

Эвердинген А. Ф., скин-фактор,

методу Херста и ван Эвердингена и

характеризующий изменение

по методу Фетковича, 409

проницаемости ПЗП (см. Скин-

уравнения притока воды, 408, 409-

фактор, характеризующий

412, 420

изменение проницаемости ПЗП)

Фиктивные скважины, 229-230

Эквивалентный объем газа, 50

Флюиды:

Эксплуатационный газовый фактор (см.

контакты в пласте, 3-12

Газовый фактор)

потенциальная энергия, отнесенная

Эрлафер Р. мл.

к единице массы флюида, 132

анализ

данных

исследования

равновесное распределение

потен­

методом

однократного

изменения

циальной

энергии,

отнесенной

к

режима, 205

единице массы флюида, 435

динамическое

давление

в

ячейке

распределение в скважине, 287

сетки,255

Херст и ван Эвердинген

метод

анализа

дополнительного

воспроизведение

истории

раз­

притока, 296

работки, 394-405

оцифрованные графики

МБХ,

241,

неопределенность в расчете, 38-39,

348, 377

118-121,381,397,405

построение графиков МБХ, 241

прогнозирование,

417-420

Эрозия поверхности, 6,125

решение

при постоянном

давле­

Эффект Клинкенберга, 134

нии (уравнение пьезопроводности в

Эффективная продолжительность рабо­

полярных координатах), 195, 384

ты скважины,

204,249,252,258,261,

357

Эффективный радиус скважины, 184