Текущий контур - нефтеносность
Cтраница 2
Затем форсировались новые краевые скважины, ближайшие к продвинувшемуся текущему контуру нефтеносности, которые потом отключались после достижения высокой обводненности. [16]
Это обусловлено тем, что контур нагнетаемой воды достиг большинства скважин, наиболее удаленных от начального контура нефтеносности. К этому времени чисто нефтяной осталась неразбуренная часть залежи, заключенная между текущим контуром нефтеносности и ее южной границей. Естественно, что в этих условиях скорость продвижения контура сведена к минимуму. Подтверждением служит участок залежи, где расположена скв. [17]
Следует отметить, что резервные скважины первой категории не в полной мере являются таковыми. По сути дела они образуют дополнительные ряды скважин, к которым предполагается стягивание текущих контуров нефтеносности. Бурение этих скважин должно осуществляться тогда, когда обводненность в скважинах стягивающего ряда достигает предела и дальнейшая эксплуатация их не рентабельна. На Трехозерном месторождении средний срок безводной эксплуатации резервных скважин первой категории дости - гает семи месяцев, что противоречит рекомендациям названной работы. [18]
В практике разработки большое значение имеют геофизические методы контроля и регулирования. Среди них можно отметить следующие: 1) изучение распределения жидкости по стволу скважины; 2) анализ продвижения текущих контуров нефтеносности и обводнения эксплуатационных объектов. [19]
В практике разработки нефтяных месторождений большое значение имеют геофизические методы контроля и регулирования этого процесса. Среди них можно отметить следующие: 1) изучение распределения жидкости по стволу скважины; 2) анализ продвижения текущих контуров нефтеносности и обводнения эксплуатационных объектов. [20]
Такие сопоставления были выполнены почти по всем новым скважинам, вышедшим из бурения. Результаты этих работ показывают относительно высокое положение отметок ВНК на дату анализа во всех эксплуатационных скважинах независимо от их расположения относительно текущего контура нефтеносности. Эти факты свидетельствуют об образовании застойных зон и искривлении поверхности водо-нефтяного раздела. [21]
Проявление водонапорного режима в нефтяной залежи устанавливается на основе комплекса геологопромысловых исследований в течение пробной эксплуатации. В течение этого периода фиксируются текущие и суммарные отборы нефти, газа и воды, пластовые давления, газовый фактор, обводненность продукции, продвижение текущих контуров нефтеносности. [22]
 |
Структурная карта по кровле верхнего известняка. Объект разработки пласта Д1 Туймазинского месторождения. [23] |
Скважины: / - нагнетательные; 2 - наблюдательные; 3 - ликвидированные; 4 - эксплуатационные; 5 - проектные эксплуатационные, оценочные и нагнетательные; 6 - переведенные на вышележащие эксплуатационные объекты. Начальный контур нефтеносности: - внешний; 9 - внутренний. Текущий контур нефтеносности; 10 - внешний; / / - внутренний. [24]
Первоначальный прогноз перемещения контуров нефтеносности дается в проектах разработки нефтяных месторождений. При проектировании на основе изучения геологического строения месторождения, гидродинамических, технических и экономических расчетов выбирается рациональный вариант разработки. Для этого варианта разработки дается положение текущих контуров нефтеносности в различные моменты времени. [25]
Наиболее широко распространено на промыслах объединения Азнефть законтурное заводнение. Для осуществления этой схемы необходима достаточно хорошая гидродинамическая связь между нефтяной залежью и законтурной областью, способствующая интенсивному продвижению водо-нефтяного контакта в процессе разработки. По этой схеме нагнетательные скважины располагаются за линией текущего контура нефтеносности. В качестве нагнетательных могут быть использованы простаивающие скважины, выбывшие из эксплуатации вследствие обводнения контурной водой. [26]
Не менее интересны промысловые данные об очередности появления воды в эксплуатационных скважинах. Очередность появления воды, очевидно, зависит от расположения их относительно текущего и начального контуров нефтеносности, от расположения нижних перфорационных отверстий и равномерности подъема ВНК. Если эксплуатационные скважины имеют равные или очень близкие уровни нижнего интервала перфорации и расположены далеко от текущего контура нефтеносности, то основным фактором, определяющим очередность обводнения скважин подошвенной водой, является характер продвижения ВНК. При равномерном продвижении ВНК все скважины, имеющие примерно одинаковую отметку нижнего интервала перфорации, должны бы обводниться более или менее одновременно. Если же происходит деформация поверхности водо-нефтяного раздела, то очередность появления воды в эксплуатационных скважинах может быть произвольной и не подчиняться определенной закономерности. [27]
Текущий контур нефтеносности находится примерно на равном расстоянии от центрального ряда скважин. Подъем во-донефтяного контакта происходит сравнительно равномерно. С целью ограничения возрастающих оттоков воды в законтурную область, в последние годы проводятся работы по приближению линии нагнетания к текущему контуру нефтеносности. [28]
Опытно-промышленные работы по испытанию эффективности применения ПАВ при заводнении пластов были начаты по инициативе Г. А. Бабаляна и Г. П. Ованесова в Башкирии в 1964 г. За истекшее время завершены два опыта - один на Туймазинском месторождении, другой - на Нагаевском куполе Арланского месторождения. Обе скважины находились за текущим контуром нефтеносности. Эксплуатационная скважина была в простое из-за полного обводнения. [29]
В 1970 г. рост числа эксплуатационных скважин позволил увеличить темп отбора нефти до 10 - 12 % в год от начальных извлекаемых запасов с вовлечением в разработку участков залежи, удаленных от линии нагнетания. В связи с этим большинство эксплуатационных скважин было переведено на механизированный способ эксплуатации, и темп роста пластового давления резко снизился. В этих условиях для сохранения достигнутого уровня добычи нефти дополнительно под нагнетание переведены четыре обводнившиеся скважины первого эксплуатационного ряда ( скв. В период переноса фронта заводнения в эти скважины текущий контур нефтеносности находился на расстоянии 500 - 600 м от скв. Внешний текущий контур был вблизи этих скважин. [30]
Страницы: 1 2