glossary

Методы гидродинамического контроля за разработкой нефтяных и газовых
месторождений
1. КПД – кривая падения давления
2. КВД – кривая восстановления давления
3. КСД – кривая стабилизации уровня
4. КВУ – кривая восстановления уровня
5. Установившимся режимом работы скважины называется такой режим, когда
в течение длительного времени ее дебит (приемистость) и забойное давление
остаются постоянными.
6. Установившееся течение – течение, при котором давление не изменяется со
временем
7. Неустановившийся режим работы скважины – такой режим, при котором в
любой точке потока скорость движения и давление с течением времени
изменяются
8. Неустановившееся течение (в области дренирования)– течение, при котором
скорость изменения давления является функцией времени и расстояния от
скважины
9. Псевдоустановившийся режим течения – такой режим, при котором градиент
давления постоянный, но абсолютное давление снижается (скорость изменения
давления в любой точке пласта есть постоянная величина)
10.Радиус исследований (rinv) – определяет размер области вокруг скважины,
которая влияет на результаты ГДИС
11.Линейная структура потока – линии тока строго параллельны
12.Радиальная структура потока – линии тока направлены к круговому цилиндру
радиусом r
13.Сферическая структура потока – линии тока сходятся в одной точке
14.«Билинейный режим течения» – одновременно проявляются два взаимноперпендикулярных линейных притока
15.Скин-фактор, представляет собой разницу между забойным давлением, которое
рассчитано для однородной радиальной модели, и собственно забойным
давлением, которое учитывает изменение проницаемости и радиуса скважины
16.«Скин-эффект» – дополнительный перепад давлений, который происходит в
зоне пренебрежимо малой толщины вокруг скважины, где проницаемость
ухудшилась
17.Псевдоскин-фактор – дополнительный перепад давлений за счет отклонения от
плоскорадиального притока (дополнительная составляющая скин-фактора)
18.Остаточный скин-фактор – дополнительный перепад давлений за счет
загрязнения призабойной зоны пласта
19.Анализ данных ГДИС – анализ реакции забойного давления на изменение
дебита скважины
20.Влияние объёма ствола скважины (ВСС) на перераспределение забойного
давления – несовпадения дебитов на устье и на забое скважины
21.Период влияния объёма ствола скважины – период, когда дебит на забое
меняется
22.Коэффициент влияния объёма ствола скважины (Cs) – изменение удельного
объёма флюида в стволе скважины на единицу изменения забойного давления
23.Типовые кривые – графическое представление давления как функции от
времени для определённых конфигураций «скважина-пласт-(граница)»
24.Типовые кривые Gringarten'а – набор кривых – зависимостей давления от
времени, коэффициента влияния объёма ствола скважины и скин-фактора в
билогарифмических координатах (в безразмерных переменных)
25.Производная давления (P') – скорость изменения давления по отношению к
логарифму времени
26.Прямая линия единичного наклона – совпадение в период доминирования
влияния объёма ствола скважины (ВСС) на билогарифмическом графике кривой
давления и кривой производной
27.Характеристический признак для каждого режима течения – прямая линия
определённого тангенса угла наклона на графике производной
28.Диагностический график – билогарифмический график кривых давления и
производной давления
29.Бесконечно-действующий пласт – перераспределение давления в коллекторе
ещё не подвержено влиянию границ пласта
30.Математическая модель системы «канал» – две бесконечные непроницаемые
границы, параллельные друг другу
31.Характеристическая или специальная функция для линейного течения –
квадратный корень из времени (√𝑡)
32.Эксцентриситет скважины – смещение скважины относительно оси симметрии
33.Характеристическая особенность канала – линейное течение
34.Характеристический признак математической модели системы «канал»–
производная принимает
форму прямой линии
наклона 1/2 на
билогарифмическом графике
35.Характеристический признак границы постоянного давления – резкое
снижение кривой производной
36.Стабилизация давления – производная стремиться к нулю (пласт с границей
постоянного давления)
37.Каждый прямолинейный участок в полулогарифмических координатах –
стабилизация производной в билогарифмических координатах
38.Непроницаемые границы на графике в полулогарифмическом масштабе – два
прямолинейных участка с различными наклонами, соответствущими
радиальному течению в пласте
39.Коэффициент доли трещинно-кавернозной ёмкости (ω) – доля трещин в
общей системе пласта
40.Удельный коэффициент проводимости (λ) – способность фильтрации из
матрицы в трещины
41.Модель пласта – это система количественных представлений о его геологофизических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного
месторождения
42.Модель пласта с двойной пористостью – пласт, сложенный породами с
первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью
43.Модель пласта с двойной проницаемостью – исследуемый пласт состоит из
двух пропластков различной проницаемости, один из которых (или оба)
проперфорирован, то при эксплуатации скважины будет наблюдаться переток
между ними
44.Многопластовый объект – скважина вскрывает несколько продуктивных
пластов, гидродинамически не связанных друг с другом (например, разделённых
глинистыми перемычками)
45.Совместно-раздельная эксплуатация двух и более объектов – это
одновременная добыча из двух (или более) горизонтов, но при этом потоки не
смешиваются
46.Гидроразрыв пласта (ГРП) – метод увеличения производительности скважин
47.Псевдорадиальное течение (псевдорадиальная структура потока) в пласте
проявляется, когда радиус зоны сжимаемости значительно превышает размеры
трещины (после ГРП), и линии тока сходятся к скважине в радиальном
направлении
48.Проводимость трещины – способность трещины ГРП доставлять флюид к
стволу скважины
49.Характеристический признак трещины конечной проводимости (CfD) на
билогарифмическом графике – производная принимает форму прямой линии
тангенса угла наклона 1/4
50.Трещина бесконечной проводимости – трещина, у которой безразмерная
проводимость CfD > 300
51.Характеристическая особенность трещины конечной проводимости –
билинейное течение
52.Характеристическая особенность трещины бесконечной проводимости –
линейное течение в пласте
53.Характеристический признак трещины бесконечной проводимости (CfD) на
билогарифмическом графике – производная принимает форму прямой линии
тангенса угла наклона ½
54.Анализ данных традиционным методом – выделение прямолинейного участка
на специальном графике и определение параметров прямой линии
55.Заводнение – один из основных методов повышения нефтеотдачи: нагнетание,
закачка воды в нефтяной пласт с целью поддержания и восстановления
пластового давления
56.Зона повышенной водонасыщенности – заводнённая зона (водяной вал)
57.Композиционная система – система, которая состоит из регионов с различными
свойствами
58.Радиальный режим течения на диагностическом графике – кривая
производной давления представляет собой горизонтальный участок
59.Техногенные трещины в нагнетательных скважинах – трещины, которые
возникают в результате превышения давления на забое над давлением разрыва
горных пород
60.Интерференция скважин – взаимодействие (влияние) скважин
61.Гидропрослушивание – метод исследования группы скважин и пластов на
неустановившемся режиме фильтрации, который позволяет определить
фильтрационные параметры пласта на значительном расстоянии от исследуемой
скважины,
позволяет
количественно
и
качественно
определить
гидродинамическую связь между скважинами и пластами
62.Активная скважина – скважина, в которой изменяется дебит
63.Наблюдательная скважина – скважина, в которой замеряется изменение
давления
64.Импульсные ГДИС – метод исследования группы скважин, который состоит из
последовательности работы активной скважины на различных дебитах, обычно
это чередующиеся периоды добычи и остановки
65.Пьезопроводность – скорость перераспределения пластового давления
(определяет темпы изменения пластового давления)
66.Диагностика модели – выявлении режимов течения, которые имеют
характеристические признаки: прямолинейные участки с различными
тангенсами угла наклона на билогарифмическом графике производной давления
67.Метод типовых кривых – совмещение реальных данных и типовых кривых для
выбранной модели
68.Верификация модели – установление адекватности выбранной модели с
оценёнными параметрами реальным данным
69.Принцип простоты при выборе модели – следует выбирать простейшую, т. е.
модель с минимальным числом независимых параметров
70.ГДИС – изучение продуктивных пластов при их испытании, освоении и
эксплуатации в скважинах с целью получения данных об их продуктивности
(приёмистости), фильтрационных параметрах и скин-факторе, условиях на
границе пласта, анизотропии пласта по проницаемости, режиме залежи и т. д.
71.Забойное давление – давление на забое работающей нефтяной, газовой или
водной скважины
72.Сжимаемость – свойство вещества изменять свой объём при изменении
внешнего давления (или другими словами, при изменении напряжений в
веществе)
73.Гидропроводность пласта – способность пласта-коллектора пропускать через
себя жидкость, насыщающую его поры, комплексная характеристика пласта
74. Дренирование скважины – процесс истечения нефти из пласта во вскрывшую
его скважину
75.Проницаемость – способность горных пород фильтровать сквозь себя флюиды
при наличии перепада давления
76.Вязкость – свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее
частиц при движении
77.Манометр – прибор, измеряющий давление жидкости или газа
78.Точность (манометра) – способность корректно измерять давление,
(оценивается отношением суммарной погрешности измерений к истинному
значению измеряемой величины)
79.Разрешающая способность (манометра) – способность прибора реагировать на
изменение давления, способность и возможность измерения прибором
небольших приращений давления
80.Дрейф нуля (манометр) – изменения в показаниях манометра, не связанные с
действительным изменением давления
81.Время стабилизации (манометр) – время, необходимое для определения нового
значения измеряемого параметра после его ступенчатого изменения; определяет
способность датчика отслеживать быстрые изменения давления со временем
82.Входные данные (ГДИС) – это исходные параметры математической модели
(геометрические размеры пласта, начальное пластовое давление, физические и
химические свойства нефти, коэффициенты проницаемости и пористости в
каждой ячейке модели и т.д.)
83.Выходные данные (ГДИС) – это выходные данные модели (параметры
разработки: динамика добычи нефти, воды; динамика пластовых и забойных
давлений; динамика обводненности продукции и т.д.)
84.Фильтрационно-ёмкостные свойства пласта – способность коллекторов
вмещать (пористость) и фильтровать (проницаемость) флюиды
85.Гидростатическое давление – давление столба жидкости над условным
уровнем, т.е. давление в покоящейся жидкости, определяемое суммой давления
на её свободной поверхности и давления столба жидкости, расположенного над
точкой замера
86.Пластовое давление – давление, под которым находятся жидкости и газы,
насыщающие поровое пространство горных пород
87.Депрессия – разница между пластовым и забойным давлением
88.Флюид – жидкость, газ, смесь жидкости и газа, то есть всякая текучая среда
89.Многофазные системы – два или больше флюида, занимают отдельные четко
различимые объёмы (пузырьки газа в жидкости, капли или плёнки в газе) и
взаимодействуют на поверхностях раздела
90.Однофазные или гомогенные системы – многокомпонентные смеси
(природный газ, нефть), в которых взаимодействие происходит на молекулярном
уровне и поверхности раздела выделить нельзя
91.Изотропия – независимость изменения физических параметров от направления
92.Анизотропия – различные изменения по отдельным направлениям
93.Скорость фильтрации – среднерасходная скорость, то есть скорость
осреднённая по площади сечения породы
94.Принцип суперпозиции – сложение фильтрационных течений
95.Одномерный поток – поток, в котором параметры являются функцией только
одной пространственной координаты, направленной по линии тока
96.Гидродинамически совершенная скважина – скважина, вскрывшая пласт на
всю толщину и имеющая открытый забой (не имеющий дополнительного
сопротивления)
97.Радиально – сферический поток – траектории всех частиц жидкости являются
прямолинейными горизонтальными прямыми, радиально сходящимися к центру
полусферического забоя
98.Индикаторная диаграмма – график зависимости дебита от депрессии
99.Индикаторная зависимость – аналитическая зависимость дебита от депрессии
100.
Несовершенная скважина по степени вскрытия – скважина с открытым
забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а частично
101.
Несовершенная скважина по характеру вскрытия – скважина, хотя и
доведённая до подошвы пласта, но сообщающаяся с пластом только через
отверстия в колонне труб, в цементном кольце или в специальном фильтре
102.
Объемный газовый фактор – отношение объемного газового дебита,
приведенного к давлению в 1 ат, к объемному дебиту жидкого компонента,
приведенному к тем же условиям
103.
Метод суперпозиции – при совместном действии в пласте нескольких
стоков (эксплуатационных скважин) или источников (нагнетательных скважин)
потенциальная функция, определяемая каждым стоком (источником),
вычисляется по формуле для единственного стока (источника)
104.
Метод отображения – зеркальное отображение источника (стока)
относительно границы контура с присвоением дебиту знака в зависимости от
вида границы
105.
Вытеснение нефти – замещение нефти в пласте агентами-вытеснителями
106.
Газовая шапка – скопление свободного газа в наиболее приподнятой
части нефтегазовой залежи (ловушки) над нефтью
107.
Гидравлический разрыв пласта – механический метод, повышения
проницаемости пласта и призабойной зоны; создание трещин в горных породах ,
прилегающих к буровой скважине
108.
Мощность пласта – толщина геологического тела
109.
Наблюдательная скважина – разновидность эксплуатационной
скважины, осуществляет контроль за разработкой залежи
110.
Нагнетательная скважина – специальная скважина, предназначенная для
закачки воды, пара, растворов ПАВ и других агентов с целью повышения
эффективности процесса вытеснения не6фти из пласта
111.
Нефтяной вал – зона повышенной нефтенасыщенности в виде вала перед
водонефтяным фронтом в процессе вытеснения газонефтяной смеси водой
112.
Одновременно-раздельная эксплуатация – способ одновременной
эксплуатации двух или трех изолированных пластов одной скважины с
раздельным подъемом их продукции по изолированным друг от друга каналам
113.
Освоение скважины – комплекс мероприятий по очистке призабойной
зоны скважины с целью вызова промышленного притока пластовой жидкости и
газа
114.
Опорная скважина – скважина, предназначенная для изучения
геологического строения, благоприятна для нефтегазонакопления, с целью
выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на
нефть и газ
115.
Ствол скважины – полое пространство, ограниченное стенкой скважины
– отверстие в породе, произведенное буровым долотом
116.
Толщина пласта – кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой
нефтегазоносного пласта
117.