Cтраница 3
Иногда геофизические методы при их применении в скважинах, заполненных глинистым раствором, например при наличии трещиноватых коллекторов, не дают возможности четко интерпретировать полученные результаты и определить положение газо-водяного контакта. Последнее устанавливают поэтапным опробованием снизу вверх небольших интервалов пласта, начиная с водяной и кончая газовой частью с последующим перекрытием вскрытых ранее интервалов. Этот способ оценки положения газо-водяного контакта наиболее трудоемкий и требует для осуществления значительного времени. Следует иметь в виду, что при опробовании водяной части пласта при создании высоких депрессий может прорываться газовый конус, и, наоборот, при опробовании газовой части образоваться водяной конус, что приводит к ошибкам в оценке газо-водяного контакта. Кроме того, подтягивание газа или воды может произойти вследствие негерметичности цементного кольца за колонной. Если при опробовании вскрыта большая мощность пласта и получен одновременно приток газа и воды, то применяемыми в настоящее время методами установить положение контакта газ - вода с достаточной точностью затруднительно. [31]
Если же на месторождении имеется скважина, вскрывшая большой интервал мощности пласта, включающий газо-водяной контакт, а обычные геофизические методы не дали положительного эффекта, то для оценки положения газо-водяного контакта можно предложить следующие способы его определения в скважине до ее задавки глинистым раствором и работы по изоляции притока воды. [32]
На основании анализа нромыслово-геологических данных по Ново-Сто - пановскому и Кирюшкинскому месторождениям было установлено их взаимодействие, которое проявилось в том, что в результате разработки Ново-Степанов - ского газо-пефтяного месторождения пластовое давление в неразрабатываемом Кирюшкинском месторождении снизилось на 3 1 им, а газо-водяной контакт этого месторождения оказался резко наклоненным в сторону Ново-Степапов - ского месторождения. [33]
Принимается, что водоносная часть пласта простирается за контуром газоносности бесконечно далеко, поэтому пластовое давление на бесконечном удалении ( POO) всегда будет постоянным и равным начальному пластовому давлению в газонасыщенной части. Линию газо-водяного контакта принимаем за эксплуатационную галерею. [34]
Описанные выше примеры, характеризующие единую поверхность водо-нефтяного контакта, связаны с выклиниванием гли-нисто-аргиллитовых разделов. Однако единая поверхность водо-нефтяного или газо-водяного контакта может быть обусловлена также трещиноватостью пород, охватывающей целые стратиграфические комплексы. [35]
Рассмотрена следующая стационарная задача. Газ закачивается в окваждау под уровень газо-водяного контакта и происходит отбор газа на контуре питания. Вода не движется, поэтому распределение давления it воде подчиняется закону гид-ростатшки. Сложность решения этой задачи заключается в том, что требуется ставить граничные условия на границе раздела газ - вода, форма которой неизвестна. [36]
По уровню жидкости в остановленной скважине, вскрывшей зону газо-водяного контакта, последний можно оценить путем проведения перфорации под давлением в предварительно осушенной скважине с последовательным вскрытием вначале в верхней газоносной части пласта и затем в нижней водоносной его части. При этом уровень жидкости, соответствующий газо-водяному контакту, отбивается, например, путем проведения поствольных измерений давления глубинными приборами по точке перегиба кривой изменения давления по глубине или другими способами. [37]
Таким образом, даже при большой мощности продуктивных толщ водоплавающие газовые залежи объемом 30 - 50 млрд. м3 могут полностью разрушаться движущимися подошвенными водами лишь за время, измеряемое десятками миллионов лет. В пластовых сводовых залежах с меньшей площадью газо-водяного контакта интенсивность разрушения должна быть еще ниже. [38]
В сводовую или пониженную часть ( в зону газо-водяного контакта, если он имеется) пласта нагнетают воду. Количество нагнетаемой воды должно равняться объему отбираемого газа, приведенного к пластовым условиям. [39]
Таким образом, проведенные опыты подтверждают результаты ранее проведенной работы [143], что в условиях различной водонасыщенности пород механизм вытеснения газа водой резко отличается от механизма вытеснения нефти водой. Характерно, что с увеличением значения kcf скорости движения газо-водяного контакта возрастают. Это говорит о том, что при активном водонапорном режиме обводнение слоисто-неоднородных пластов происходит, как и следовало ожидать, главным образом по высокопроницаемым пропласткам. [40]
Сводовые залежи обычно приурочены к сводовой части антиклинальной структуры. Границами таких залежей служат непроницаемые кровля продуктивного пласта и горизонтальная поверхность газо-водяного контакта. Нередко наблюдаются некоторые смещения сводовых залежей в ту или иную часть антиклинальной складки. При этом границы газо-водяного контакта не совпадают с изогипсами. [41]
Кривая / соответствует начальному пластовому давлению Рн пл и толщине пласта А0, а кривые 2 - 5 - безводным дебитам при Рпл ( 0 25 7; 21 9; 18 1 и 14 4 МПа, получаемым при подвижном контакте газ-вода. На рис. 107 видно, что при подвижном контакте газ-вода Qaf снижается более интенсивно, чем при неподвижном газо-водяном контакте. Для заданной величины вскрытия пласта Авс изменение газонасыщенной толщины в результате подъема контакта газ-вода приводит к обводнению газовой скважины. [42]
Следует сказать, что столь решительные возражения В. А. Соколова против расчетов автора являются простым недоразумением, вытекающим из недопонимания сущности миграции нефти и газа вследствие их всплы-вания в водонасыщенных пластах. Что же касается возможности перемещения нефти и газа в породах при помощи всплывания то горизонтальное или близкое к горизонтальному положение водо-нефтяных, газонефтяных и газо-водяных контактов на многочисленных месторождениях нефти и газа показывает, что нефть и газ перемещаются в таких пластах под воздействием малейшего перепада давления. [43]
Следует сказать, что столь решительные возражения В. А. Соколова против расчетов автора являются простым недоразумением, вытекающим из недопонимания сущности миграции нефти и газа вследствие их всплы-вания в водонасыщенных пластах. Что же касается возможности перемещения нефти и газа в породах при помощи всплывания то горизонтальное или близкое к горизонтальному положение водо-нефтяных, газо-пефтяных и газо-водяных контактов на многочисленных месторождениях нефти и газа показывает, что нефть и газ перемещаются в таких пластах под воздействием малейшего перепада давления. [44]
При наличии одного разрабатываемого и одного неразрабатываемого месторождения эксплуатирующееся газовое месторождение оказывает на неразрабатываемое существенное влияние. Это ныражается в уменьшении пластового давления в неразрабатываемом месторождении, соответственном увеличении его размеров вследствие понижения контакта газ - вода, обусловленного расширением газа, и наклоне газо-водяного контакта в сторону разрабатываемого месторождения. В этом случае при определенных условиях возможен переток газа из неразрабатываемого месторождения в эксплуатирующееся пли потери газа. Подобные явления наблюдались в XVI горизонте газовых месторождений Угерско и Бильче-Волица. В результате разработки Угорского месторождения в течение нескольких лет давление в расположенном в непосредственной близости от пего газовом месторождении Бильче-Волица снижалось до начала его разработки, что приводило к понижению контакта газ - вода. [45]